Газовая промышленность № 11 2018

В настоящее время оценка роли газовой промышленности Российской Федерации (РФ) в мировой системе газообеспечения и выявление тенденций в ее развитии представляются особенно актуальными в качестве основы для прогнозирования показателей дальнейшего развития отрасли и обоснования рациональной политики недропользования, защиты национальных интересов на глобальном рынке энергоресурсов [1–11].

РОССИЯ НА ФОНЕ МИРОВЫХ ТЕНДЕНЦИЙ

В 2017 г. доля РФ в мировом производстве природного газа увеличилась на 1,2 пункта, до 19,2 % (табл. 1). В последние годы наблюдалось планомерное сокращение добычи природного газа в России. Так, в период 2011–2016 гг. добыча природного газа уменьшилась на 31 млрд м3 – с 671 млрд до 640 млрд м3. Это было вызвано сокращением как внешнего, так и внутреннего спроса на газ. Но в 2017 г. добыча природного газа возросла на 51 млрд м3 по сравнению с уровнем предыдущего года. Темп прироста добычи газа в РФ составил 8 %, что обусловлено рядом факторов, связанных прежде всего с расширением объемов поставок газа за рубеж и на внутренний рынок.

В 2017 г. мировой спрос на газ в мире возрос на 1,7 %, до 3,6 трлн м3.

Наибольшими темпами спрос на природный газ растет со стороны промышленности и электроэнергетики. Ожидается, что мировой спрос на газ в ближайшие 5 лет будет расти в среднем на 1,6 % в год и к 2022–2023 гг. может достигнуть 4 трлн м3/год.

В сфере энергетики рост спроса на природный газ ограничивается высоким уровнем конкуренции с другими энергоносителями (возобновляемые и альтернативные источники энергии, уголь), а также развитием концепции «низкоуглеродной экономики», прежде всего в Европе и Китае. К 2030 г. некоторые страны планируют генерировать до 31 % электроэнергии из ВИЭ, а полная декарбонизация может состояться к 2050 г. Тем не менее к 2035 г. природный газ останется значимым элементом мировой системы энергообеспечения.

Увеличение спроса на газ будет обеспечено как расширением использования современных технологий добычи нетрадиционных источников газа (сланцевый газ, газ угольных пластов), так и расширением вовлечения в разработку традиционной сырьевой базы природного газа. При этом сланцевый газ в структуре прироста добычи газа может составить не менее 50–60 %. Основными центрами роста добычи природного газа традиционных месторождений станут РФ, Австралия и страны Ближнего Востока. Рост добычи сланцевого газа будет происходить преимущественно в США и Китае.

ДОБЫЧА ГАЗА В РОССИИ

Общеотраслевые тенденции. В 2017 г. в структуре добычи газа в РФ 87,7 % приходится на добычу природного газа (605,7 млрд м3) и 12,3 % – на добычу попутного нефтяного газа (ПНГ, 85,4 млрд м3), что сопоставимо со структурой добычи в 2015 г. (рис. 1). Темп прироста добычи ПНГ сократился с 6 % в 2016 г. до 2,5 % в 2017 г. Таким образом, тенденция незначительного, но устойчивого роста доли ПНГ в структуре добычи газа за последние несколько лет сменилась его снижением в 2017 г., что связано с существенным приростом добычи природного газа в размере около 50 млрд м3.

За последние пять лет уровень добычи природного газа не претерпевал существенных изменений и находился в пределах от 556 млрд до 594 млрд м3. При этом в каждый рассматриваемый год, начиная с 2013 г., добыча природного газа сокращалась. В то же время добыча ПНГ в последние три года (с учетом 2017 г.) росла относительно высокими темпами (3–8 %).

Структура добычи природного газа и ПНГ значительно не менялась, сохраняя долю добычи природного газа на уровне 87–89 % и ПНГ – 11–13 %.

В структуре добычи газа относительно высокую долю составляет ПНГ. При этом на протяжении последних четырех лет сохраняется тенденция к росту добычи ПНГ. В 2017 г. извлечено из недр 98,4 млрд м3 ПНГ, из которых 13 млрд м3 сожжено на факелах. Продолжающийся рост добычи ПНГ делает все более актуальной проблему его эффективного использования как с точки зрения негативного влияния на экологию, так и с точки зрения упущенной экономической выгоды при его сжигании. Несмотря на прилагаемые усилия к решению вопроса утилизации ПНГ, по-прежнему значительная его часть вместе с ценными компонентами сжигается на факелах, что ведет к экономическим потерям.

Относительно уровня 2016 г. общий прирост извлечения ПНГ из недр составил 2,7 млрд м3, а объем сожженного попутного газа вырос на 0,65 млрд м3. Таким образом, уровень полезного использования ПНГ снизился с 87,1 % в 2016 г. до 86,8 % в 2017 г. (рис. 2). С учетом сожжения ПНГ добыча газа в 2017 г. составила 704,1 млрд м3.

За прошедший год без учета сож-жения добыто 85,4 млрд м3 ПНГ, что на 2,5 % выше уровня 2016 г.

Наиболее эффективно ПНГ используются ПАО «Сургутнефтегаз» (99,3 %), ННК (97,9 %), операторами соглашений о разделе продукции (СРП, 95,6 %), ПАО «ЛУКОЙЛ» (95,6 %), ПАО НК «РуссНефть» (95,5 %). Уровень полезного использования ПНГ в ПАО «НОВАТЭК» достиг 96,8 % в 2017 г. в связи с началом добычи на Ярудейском нефтяном месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).

Региональная структура. В РФ добыча природного газа ведется преимущественно в Уральском федеральном округе (ФО): ЯНАО, Ханты-Мансийский АО (ХМАО). Кроме того, природный газ добывается в Приволжском ФО (Оренбургская и Саратовская обл.), Южном ФО (Астраханская обл. и Краснодарский край), Сибирском ФО (Красноярский край и Томская обл.), Дальневосточном ФО (Сахалинская обл. и Республика Саха), а также на шельфе Каспийского, Карского и Охотского морей.

Добыча ПНГ непосредственно связана с нефтедобычей, поэтому основными регионами, где осуществляется производство ПНГ, являются Уральский ФО (ХМАО), Северный ФО (Иркутская обл.), Дальневосточный ФО (Сахалинская обл., Республика Саха (Якутия), Камчатский край) и шельф Каспийского моря.

За период с 2014–2016 гг. структура добычи природного и попутного (без учета сожжения) газа по ФО практически не менялась, за исключением тенденции умеренного роста доли Сибирского ФО с 2,7 % в 2014 г. до 3,2 % в 2016 г., где наибольший прирост добычи приходился на Красноярский край, прежде всего Ванкорское месторождение (табл. 2).

В 2013–2015 гг. произошло значительное сокращение объемов добычи газа в ЯНАО, что было связано с изменением конъюнк-туры внутреннего и мирового рынков газа.

В 2017 г. в региональной структуре около 86 % газа добывается на территории Уральского ФО, в первую очередь в ЯНАО (свыше 80 %). Добыча остального газа распределена в европейской части России, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Также крупнейшим регионом добычи газа выступает шельф (29,2 млрд м3, или 4,2 %).

Основной прирост добычи газа в России в 2017 г. осуществлялся в Уральском ФО (+52,5 млрд м3). Рост объемов добычи газа в ЯНАО связан с наращиванием добычи газа на Бованенковском месторождении за счет введения в эксплуатацию третьей очереди га-зодобычи. Увеличение добычи газа в регионе в последние годы объясняется также улучшением конъюнктуры европейского рынка газа, куда осуществляются основные поставки топлива из России.

Снижение добычи газа отмечено только на месторождениях Приволжского ФО (1,3 млрд м3) и на шельфе (0,7 млрд м3).

Организационная структура. В течение последних десяти лет сохранялась тенденция к сокращению доли добычи компании «Газпром», что было связано с ухудшением конъюнктуры мирового рынка газа, так как «Газпром» берет на себя основную роль по стабилизации поставок газа за рубеж, исходя из текущего спроса и предложения. Также наблюдаются тенденции к увеличению доли добычи нефтяными компаниями и независимыми производителями газа, в то время как доля добы-чи газа операторами СРП увеличивалась до 2011 г., а после – сохранялась на уровне 4 %.

Добычу природного газа и ПНГ на территории страны по состоянию на 01.01.2018 осуществляют 254 добывающих предприятия, 85 из которых входят в состав вертикально-интегрированных нефтяных холдингов; 15 – дочерние компании ПАО «Газпром»; 7 – структурные подразделения ПАО «НОВАТЭК»; 144 – независимые нефтегазодобывающие компании; 3 – предприятия – операторы СРП.

По итогам 2017 г. около 68 % всего газа в РФ добывает Группа компаний «Газпром». В 2017 г. добыча газа Группой «Газпром» составила 478 млрд м3, из них значительную часть (460 млрд м3) добыла компания «Газпром» (рис. 3). Ее доля в структуре добычи газа в РФ почти вернулась к уровню 2014 г. (65 %), в то время как доли прочих производителей сменили тенденцию с устойчивого роста на сокращение (за исключением операторов СРП).

Доля нефтяных компаний и ПАО «Газпром нефть» снизилась с 16 до 15 % за счет значительного прироста добычи газа компании «Газпром» (рис. 4).

В 2017 г. в структуре добычи независимые компании (ПАО «НОВАТЭК» и пр.) являются крупнейшими производителями газа после Группы «Газпром» и добывают около 16% газа (110,5 млрд м3).

Несмотря на устойчивую тенденцию снижения уровня добычи газа с 28 млрд м3 в 2014 г. до 25,6 млрд м3, в 2017 г. доля операторов СРП сохраняется на уровне 4 %.

Прирост добычи газа в 2017 г. в РФ был осуществлен преимущественно компанией «Газпром», которая увеличила его добычу на рекордный за последние пять лет показатель – 50 млрд м3. Этот рост обусловлен увеличением спроса на российский газ со стороны ряда стран, на которые ориентирован проект «Северный поток – 2»: Германия (спрос составил 50,5 млрд м3 газа), Австрия, Чехия, Словакия, Франция и др. В целом результатом повышения спроса на российский газ стало увеличение объема экспорта природного газа из РФ в страны дальнего зарубежья на 7,8 % – до 192,2 млрд м3.

ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА

Общеотраслевые тенденции. Одним из ключевых направлений повышения эффективности развития газового комплекса РФ выступает развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности. Быстрый рост добычи высококонденсатного «жирного» газа (с высоким содержанием этановой, пропановой, бутановой фракций) на севере Западной Сибири и в восточных регионах РФ требует развития мощностей по газопереработке. Эффективная утилизация и переработка всех попутных компонентов представляются также одними из актуальных задач.

Под переработкой природного газа и ПНГ понимается совокупность технологических процессов физического, физико-химического и химического преобразования природного газа и всех компонентов ПНГ в продукты переработки.

Основными видами продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и газоперерабатывающих предприятий (ГПП) РФ являются природный газ, подаваемый в газотранспортную систему, сжиженные углеводородные газы, широкая фракция легких углеводородов, этановая фракция, сухой газ, сера, стабильный конденсат, продукты его переработки и др.

В настоящее время в РФ функционируют 12 крупных ГПЗ и ГПП с объемами переработки более 1 млрд м3/год, которые обеспечивают до 93 % всего объема переработки, а также значительное количество малых ГПЗ.

В 2017 г. газоперерабатывающие компании РФ переработали 40,2 млрд м3 природного газа и 35,5 млрд м3 ПНГ, таким образом, доля ПНГ в переработке газа составила около 47 %. Прирост переработки газа на 0,5 млрд м3 был обеспечен увеличением переработки ПНГ, при этом общий прирост переработки газа составил 0,2 млрд м3.

В последние пять лет структура объемов переработки газа по виду перерабатываемого газа (природный газ, ПНГ) менялась незначительно, при этом наблюдается тенденция роста доли ПНГ с 41,6 % в 2012 г. до 46,9 % в 2017 г. при относительно стабильном уровне переработки природного газа – в пределах 40,2–40,5 млрд м3 в каждый год за рассматриваемый период 2013–2017 гг. Данная тенденция связана с ростом уровня добычи ПНГ (без учета сожжения) в течение последних пяти лет и обязательным повышением доли его полезного использования.

Анализ динамики приростов переработки газа показывает, что в последние пять лет положительный прирост переработки обеспечивал по большей части только ПНГ. В то же время объем переработки природного газа каждый год сокращался с 41,3 млрд м3 в 2012 г. до 40,22 млрд м3 (исключение – 40,49 млрд м3 в 2016 г.).

Региональная структура. В региональной структуре переработки газа за 2017 г. представлены все ФО РФ, при этом наибольшая часть переработки приходится на крупнейшие по добыче газа ФО: Приволжский (37,6 %) и Уральский (36,5 %).

В 2017 г. в Приволжском ФО было переработано около 28,5 млрд м3 газа (рис. 5), там расположено 12 ГПЗ и ГПП. Оренбургский ГПЗ – крупнейший завод Приволжско-го ФО, но в последние шесть лет объем переработки газа на данном ГПЗ незначительно сокращался каждый год с 25,8 млрд м3 в 2012 г. до 23,9 млрд м3 в 2017 г. В то же время доля Приволжско-го ФО в структуре переработки газа сократилась с 42,7 % в 2012 г. до 37,6 % в 2017 г.

Объем переработки газа в Уральском ФО в 2017 г. составил 27,7 млрд м3, ненамного уступая Приволжскому ФО. В Ураль-ском ФО представлено 10 ГПЗ, бóльшая часть которых расположена в ХМАО (Сургутское управление по переработке газа, Нижневартовский газоперерабатывающий комплекс (ГПК), Белозерный ГПК и т. д.). Доля Уральского ФО в региональной структуре в период 2012–2017 гг. существенно не менялась, составляя в среднем 36,2 %.

Третьим крупнейшим по объему переработки газа является Южный ФО (11,2 млрд м3, 14,7 %). Астраханский ГПЗ обеспечивает около 96 % объема переработки газа в Южном ФО (10,8 млрд м3). С 2012 по 2016 г. доля Южного ФО в общероссийском объеме переработки незначительно сокращалась, но в 2017 г. показала тенденцию к росту, вернувшись к показателю 2015 г.

Остальные регионы занимают 11,2 % в структуре переработки газа: доли всех ФО значительно не менялись, за исключением Северного ФО, который с 2012 г. показывает постоянный рост в региональной структуре переработки (с 1,2 до 5,9 %) за счет роста объема переработки на ОАО «Востокгазпром», основанном на повышении добычи газа на близлежащих месторождениях.

Организационная структура. В организационной структуре переработки природного газа и ПНГ доля компании «Газпром» каждый год незначительно сокращалась: с 60,6 % в 2012 г. до 58,1 % в 2017 г. Компании принадлежат крупнейшие ГПЗ РФ: Астраханский и Оренбургский, а также «Востокгазпром», РН-Бузулукское ГПП, Южно-Приобский ГПЗ, Сосногорский ГПЗ, которые обеспечивают объем переработки до 44 млрд м3 (рис. 6).

В 2014 г. была увеличена мощность Сургутского завода по стабилизации газового конденсата с 8 до 12 млн т/год за счет строительства двух дополнительных технологических линий. В 2015–2017 гг. проведена модернизация производственных мощностей Астраханского ГПЗ, что позволило повысить качество и увеличить объемы производимой на предприятиях продукции.

В настоящее время в стадии реализации находится ряд стратегически важных проектов по переработке углеводородов «Газпром», в частности строительство Амурского ГПЗ – крупнейшего в стране и одного из самых больших в мире предприятий по переработке природного газа. На заводе будет ежегодно перерабатываться 42 млрд м3 многокомпонентного газа Якутского и Иркутского центров газодобычи.

Второй крупнейшей компании по переработке газа – ПАО «СИБУР Холдинг» (24,2 % в региональной структуре 2017 г.) принадлежат Нижневартовский ГПК, Белозерный ГПК, Южно-Балыкский ГПЗ, Муравленковский ГПЗ, Вынгапуровский ГПЗ, Южно-Приобский ГПЗ, которые обеспечили 18,3 млрд м3 в 2017 г.

На другие компании (ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Татнефть», ПАО «Сургутнефтегаз», «Терминал», «Санеко», «Сахатранснефтегаз», АО «ОбьГазПроцессинг», ЗАО «ЮграГазПроцессинг», ПАО НК «РуссНефть») приходится около 18 % за 2012–2017 гг., их доля в организационной структуре существенно не менялась.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Добыча природного газа в РФ в 2017 г. составила 691 млрд м3. В структуре добычи около 87,7 % приходится на природный газ и 12,3 % – на ПНГ. В последние годы наблюдалось планомерное сокращение добычи природного газа в РФ. Так, в период 2012–2016 гг. добыча природного газа уменьшилась на 25 млрд м3 – с 582 до 556 млрд м3. Это было вызвано сокращением как внешнего, так и внутреннего спроса на газ. Вместе с тем в 2017 г. добыча природного газа на 48,8 млрд м3 превысила уровень предыдущего года. Темп прироста добычи газа в РФ составил 8 %, что обусловлено рядом факторов, связанных прежде всего с расширением объемов экспорта газа за рубеж и на внутренний рынок. Этому способствовали как природно-климатические условия (холодная зима в Европе), так и повышение конкурентоспособности российского газа относительно других энергоносителей.

В области добычи газа приоритетными задачами на сегодняшний день и на долгосрочную перспективу выступают вопросы комплексного развития существующих и перспективных цент-ров газодобычи на п-ове Ямал, в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, на континентальном шельфе арктических морей. Перспективные уровни добычи газа будут определяться возможностями развития основных мировых энергетических и газовых рынков в Европе и странах Азиатско-Тихоокеанского региона, внутренними потребностями в газовом топливе. В настоящее время Россия не имеет сдерживающих факторов добычи газа со стороны ресурсно-сырьевой базы.

В последние пять лет структура объемов переработки газа по виду перерабатываемого газа (природный газ, ПНГ) менялась незначительно, при этом наблюдается тенденция роста доли ПНГ с 41,6 % в 2012 г. до 46,9 % в 2017 г. при относительно стабильном уровне переработки природного газа – 40,2–40,5 млрд м3 в каждый год за рассматриваемый период 2013–2017 гг. Данная тенденция связана с ростом уровня добычи ПНГ (без учета сожжения) в течение последних пяти лет и обязательным повышением доли его полезного использования.

В области переработки газа приоритетные задачи развития отрасли связаны с расширением и строительством газоперерабатывающих и газохимических мощностей в целях эффективной утилизации всех добываемых попутных компонентов и монетизации их использования, в том числе:

– формирование на севере Западной Сибири газоперерабатывающего и газохимического комплекса в целях организации эффективной переработки валанжинских и ачимовских залежей газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона и п-ова Ямал;

– формирование на Востоке России крупного газоперерабатывающего и газохимического комплекса для переработки «жирных» компонентов месторождений Республики Саха (Якутия) и Иркутской обл.;

– повышение эффективности переработки на традиционных объектах газопереработки в целях повышения монетизации и добавленной стоимости использования попутных компонентов газа.

Работа подготовлена при финансовой поддержке гранта РФФИ 17-0600537, гранта Президента Российской Федерации МД-6476.2018.6.

Таблица 1. Добыча товарного газа в РФ и мире в 1970–2017 гг. (без учета сожжения)Table 1. Commercial gas production in the Russian Federation and in the world in 1970–2017 (excluding flaring)

Таблица 2. Региональная структура добыча газа в РФ (без учета сожжения), млрд м3Table 2. Regional structure of gas production in the Russian Federation (excluding flaring), billion m3

Турбодетандерные агрегаты (ТДА) широко используют в газовой промышленности на промысловых технологических объектах в составе низкотемпературных установок комплексной подготовки газа (УКПГ), на станциях охлаждения газа (СОГ) в составе компрессорных станций (КС), а также на газораспределительных станциях (ГРС) для выработки электроэнергии и производства сжиженного газа в малотоннажных установках [1–7]. Применение турбохолодильной техники позволяет обеспечить высокие требования к качеству подготовки газа, выполнение которых необходимо для его транспортировки по магистральным газопроводам, находящимся в криолитозоне, а также глубокого извлечения углеводородов [4, 7]. Кроме того, с помощью турбодетандера возможно использовать энергию, вырабатываемую при расширении газа в турбине, для повышения эффективности технологического процесса: в зависимости от выбора полезной нагрузки для турбины возможно обеспечить выработку электрической энергии или частично восстановить давление, затраченное при охлаждении газа [3, 5, 6].

В настоящее время эксплуатация ТДА осуществляется в составе технологических объектов компаний ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Роснефть» и др. Анализ существующего опыта проектирования и эксплуатации ТДА необходим для понимания перспектив развития технологий с применением турбодетандеров и принятия соответствующих решений в рамках научно-технической политики нефтяных и газовых компаний.

ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ТДА

Применяемые турбодетандеры различаются по ряду конструктивных особенностей: расположению вала (горизонтальное, вертикальное); типу турбины (осевая, радиальная); типу соплового аппарата (СА) (регулируемый (РСА), нерегулируемый (НСА)); типу подшипников (масляные, магнитные); типу полезной нагрузки (электрогенератор, газовый компрессор) и др. В общем случае можно характеризовать ТДА также и по типу компрессора (осевой, центробежный), но в настоящее время, как правило, применяют центробежные компрессоры (ЦБК), поэтому в данной статье тип компрессора не выделяется как отдельный классификационный признак.

Кроме рассмотренных конструктивных классификационных признаков существует и важный технологический признак, в соответствии с которым турбодетандерные агрегаты различают по типу обвязки: «компрессор – детандер» (К – Д) или «детандер – компрессор» (Д – К) [7]. Последовательность букв «К» и «Д» обозначает очередность прохождения газа через компрессор и турбину в технологической схеме. Тип обвязки обосновывается на этапе проектирования с учетом особенностей объекта – состава сырьевого газа, показателей эксплуатации, требований к температурам процесса и т. п. [7].

В табл. 1–3 представлены основные сведения о ТДА, эксплуатируемых на ряде объектов нефтяных и газовых компаний Российской Федерации. Информация структурирована в соответствии с указанными выше конструктивными и технологическими классификационными признаками.

Из анализа данных табл. 1–3 следует, что в настоящее время на отечественных объектах неф-тяной и газовой промышленности в эксплуатации находятся более 200 ед. турбохолодильного оборудования, причем, в основном, нашли применение турбодетандеры отечественного производства. Доля ТДА зарубежного производства незначительна (2–3 %). Так, на некоторых объектах применены агрегаты производства Rotorflow (Inc.) и «Турбогаз» (Украина), но основу действующего парка промысловых турбодетандеров составляют агрегаты российского производства (АО «Турбохолод»). На отдельных объектах происходит замещение ранее установленного оборудования аналогами отечественного производства. Так, на технологических объектах ООО «Газпром добыча Ямбург» первоначально были установлены агрегаты ПАО «Турбогаз», но в настоящее время от первоначальной поставки сохранились только корпусные элементы.

Анализ существующих данных (см. табл. 1–3) показал, что наиболее крупный сегмент парка ТДА нефтегазовой отрасли составляют их промысловые модификации: на промысловых объектах нефтяной и газовой промышленности в эксплуатации находятся 169 ед. турбохолодильного оборудования отечественного производства. Нашли применение ТДА с вертикальным и горизонтальным расположением роторов (рис. 1–3), с регулируемым и нерегулируемым СА [3, 4].

Агрегаты с вертикальными корпусами являются наиболее перспективными разработками в силу ряда преимуществ: меньшая площадь для размещения (рис. 2, 3); технологичная конструкция позволяет быстро (10–15 мин) осуществлять смену проточной части; наличие эффекта разгрузки подшипниковых узлов при работе ТДА (осевая сила компрессора действует в направлении, противоположном силе тяжести).

Наличие регулируемого СА обес-печивает более гибкое регулирование режимов работы ТДА, но при этом обладает несколько меньшим (на 1,0–1,5 %) КПД по сравнению с нерегулируемым СА [3].

В первую очередь, РСА применяют на объектах с большим количеством агрегатов, например Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), а на объектах со сравнительно небольшим количеством агрегатов, например УКПГ-1В, 2В Заполярного НГКМ, применяют набор сменных НСА, которые оперативно заменяют при сезонном изменении режимов работы ТДА (см. табл. 1).

Выбор типа турбины – осевой или центростремительной – осуществляется с учетом особенностей объекта применения: производительности технологических линий; содержания в составе газа влаги и конденсирующихся тяжелых углеводородов. Важно отметить, что осевые турбины менее подвержены эрозионному износу при конденсации жидкости в СА [3, 4], так как благодаря осевому направлению потока конденсирующаяся жидкость уносится из проточной части и значительно меньшее время контактирует с конструктивными элементами проточной части.

Наряду с рассмотренными выше классификационными признаками ТДА можно подразделять и по значениям показателей эксплуатации: производительность, давление и температура, отношение давлений в турбине т, отношение давлений в компрессоре к и др. Существующие промысловые ТДА эксплуатируют при рабочих давлениях 12,2–5,6 МПа, т до 1,1–2,1 ед. и с производительностью 5–20 млн м3/сут. При этом агрегаты обеспечивают охлаждение газа на 30° и более, что в схемах с рекуперацией холода позволяет достигать температуры низкотемпературной сепарации (НТС) до –30 °С летом и до –40 °С в осенне-зимне-весеннем периоде и к в ЦБК до 1,35 ед. Основные показатели эксплуатации промысловых ТДА представлены в табл. 4.

Началом применения промысловых ТДА на территории бывшего СССР считается пуск турбохолодильной установки на Шебелинском месторождении (Украина) в 1971 г. [3, 8]. Полученный опыт был успешным, и применение ТДА на газовых промыслах для подготовки газа к транспорту признано перспективным технико-технологическим решением. Расширение парка ТДА продолжилось уже в 1986 г.: были внедрены ТДА на установках охлаждения осушенного газа на семи УКПГ Ямбургского НГКМ в количестве 63 ед. (см. табл. 1) [4, 7]. Данные установки применяются сезонно – только в летние периоды года. Следующим этапом развития промысловых технологий с использованием турбохолодильной техники можно считать применение ТДА на УКПГ Бованенковского НГКМ. Особенность данной установки заключается в круглогодичной эксплуатации турбодетандеров [7, 8].

НАУЧНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ

Применение новой турбохолодильной техники и сравнительно быстрое расширение ее парка потребовало научного сопровож-дения, необходимого для осмысления и обобщения накапливаемого технологического опыта, оперативного анализа и определения путей решения неизбежно возникающих проблем, а также для консолидации и реализации высокого интеллектуального потенциала специалистов эксплуатационных служб и компании – производителя оборудования.

Научное сопровождение эксплуатации технологических систем с ТДА требуется на различных этапах жизненного цикла объекта добычи газа. На этапе проектирования УКПГ необходима разработка технологических требований на проектирование ТДА и решение ряда задач, которые возникают на этапах пуска и эксплуатации УКПГ:

– разработка программ и методик испытаний ТДА на стенде и в условиях промысла;

– непосредственное проведение испытаний и мониторинг технологических режимов работы ТДА;

– определение индивидуальных эксплуатационных характери-стик ТДА;

– определение соответствия технологическим требованиям на разработку;

– прогноз перспективных режимов работы и сроков модернизации.

Научное сопровождение на этапах проектирования и эксплуатации промысловых технологических объектов с ТДА осуществлялось специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [8, 9]. К настоящему моменту в течение 30 лет (с 1987 г.) накоплен обширный опыт, который показал, что необходима разработка специализированных методических подходов для решения возникающих задач. Применение методов (например, разработки технологических требований, оценки эффективности, технического состояния и т.д.), разработанных для подобных турбомашин, но используемых в составе других объектов (системы охлаждения, объекты магистрального транспорта и т. п.), могут привести к некорректным выводам. Это вызвано специфическими условиями эксплуатации промысловых ТДА, основные из которых: уникальность физико-химических свойств рабочих сред на каждом месторождении, переменный характер режимов эксплуатации и работа в составе сложных технологических объектов. Необходимо рассматривать ТДА как один из элементов многопараметрической интерактивной системы, поэтому решение всех возникающих задач осуществляется на основе математического моделирования технологической схемы УКПГ в целом.

К разработке корректных технологических требований на проектирование ТДА – основополагающего условия эффективности их применения – необходимо подходить комплексно:

– учитывать изменение условий эксплуатации УКПГ в течение всего жизненного цикла объекта (сезонные изменения температуры окружающего воздуха и термобарические параметры процесса низкотемпературной сепарации, составов газа, температуры на входе УКПГ в бескомпрессорный и компрессорный периоды и др.);

– обеспечить согласование характеристик работы ТДА и другого технологического оборудования УКПГ (газоперекачивающие агрегаты дожимного компрессорного комплекса, сепарационного и теплообменного оборудования);

– представлять производителю четкие требования к гарантийным режимам, которые должны быть обеспечены и проверены при приемке и дальнейшей эксплуатации.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

Методика оценки фактической эффективности промысловых ТДА также имеет свои особенности. В частности, применение традиционного показателя – КПД (политропного – для компрессора; адиабатного – для турбины) приводит к затруднениям, обусловленным погрешностями измерения температур и давлений в эксплуатационных условиях [8, 10].

Погрешность измерения температур обусловлена как метрологическими свойствами штатных средств измерения, так и конструктивными исполнениями термокарманов, а также сложностью достижения тепловой стабилизации режимов работы ТДА в эксплуатационных условиях [10]. Данные факторы оказывают интенсивное влияние, особенно при оценке эффективности сравнительно малорасходных и низконапорных и, как следствие, менее габаритных турбомашин, которыми являются промысловые ТДА. Массовые расходы через агрегат составляют 60–110 кг/с, а отношения давлений в турбине действующих ТДА – до 1,9–2,1 ед., в компрессоре – до 1,31–1,35 ед. Кроме того, рабочим телом является «сырой» неподготовленный газ, который конденсируется в проточной части установки, что усложняет задачу выбора метода расчета теплофизических свойств процессов расширения и сжатия.

По результатам анализа эксплуатационного опыта был сделан вывод о целесообразности применения интегральных показате-лей эффективности ТДА для оценки эффективности их работы: коэффициент охлаждения газа в турбине и коэффициент восстановления газа в компрессоре , которые вычисляют по формулам:

                          (1)

                          (2)

где , – температура на входе и выходе турбины соответственно, °С (К); , – давление на входе и выходе турбины соответственно, МПа; , – давление на входе и выходе компрессора соответственно, МПа.

Рекомендация по применению показателей и для оценки технологической эффективности основана на значительно меньшей чувствительности к точности оценки термобарических показателей по сравнению с КПД. Так, в работе [8] показано, что погрешность в оценке температуры на выходе из турбины на 0,5° и давления на 0,1 атм. приведет к погрешности оценки КПД на 2,0–6,6 %, в то время как коэффициенты и – только на 1,1–2,4 %.

Значения показателей технологической эффективности работы различных ТДА, применяющихся на Бованенковском, Заполярном, Юрхаровском и Ачимовском НГКМ, представлены на рис. 4. Из этих данных следует, что применение турбодетандеров позволяет более эффективно охлаждать газ по сравнению со способами дросселирования. Так, в зависимости от состава газа, в ТДА обеспечивается охлаждение от 0,5 до 1,1° на 1 атм. и восстановление от 30 до 40 % от перепада давления, сработанного в турбине (более низкие значения соответствуют более «жирным» газам).

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Особенности эксплуатационных характеристик промысловых ТДА в основном обусловлены работой агрегата в составе сложной интерактивной технологической системы. Эксплуатационные характеристики ТДА получают в результате «сложения» индивидуальных характеристик турбины и компрессора, при этом результат «сложения» зависит от положения СА турбины, фактической эффективности турбомашин и значений температур и давлений на входе в них. Промысловые технологические системы эксплуатируют в широком диапазоне изменения термобарических параметров, и построение совместных характеристик для ряда комбинаций термобарических параметров приводит к необходимости построения трехмерных поверхностей, целесообразность которых для практического применения пока не очевидна.

На практике удобно интегрировать индивидуальные характеристики компрессора и турбины в общие технологические модели промысла для проведения более детальных расчетов, а суммарные характеристики ТДА определять только для значений термобарических параметров, соответствующих гарантийным режимам, при проверке соответствия агрегата требованиям на его изготовление.

Использование детандеров, как правило, требует наличия сепарационного оборудования и фильтров на входе в турбомашины для обеспечения их защиты от жидкости, которая может образоваться при конденсации газа в трубопроводах технологической схемы и абразивных частиц. Вместе с тем, несмотря на наличие дополнительных элементов оборудования, использование ТДА технологически и экономически целесообразно [3, 4, 8]. Это обусловлено возможностью восстановления части давления, что позволяет снизить нагрузку на наиболее дорогой по стоимости объект промысла – дожимной компрессорный комплекс, что, в свою очередь, приводит к снижению затрат на обустройство месторождения. Можно констатировать, что на месторождениях Крайнего Севера альтернативы турбохолодильной технике в настоящее время нет – технология на основе эффекта Джоуля – Томсона требует неприемлемо высокого давления на входе в установку НТС, а применение парокомпрессионных холодильных установок капиталоемко и сопровождается большими эксплуатационными затратами.

До 2036 г. потребуются ТДА для оснащения и реновации УКПГ месторождений п-ва Ямал, Обско-Тазовской губы, Восточной Сибири и шельфа о. Сахалин. Оценка потребности в ТДА на добычных объектах ПАО «Газпром» до 2035 г. составляет 113 шт. Прогноз потребности представлен в табл. 5.

Существующий парк турбохолодильной техники ПАО «Газпром» к 2035 г. составит >200–210 ед. (см. табл. 5), т. е. количество ТДА практически удвоится. Выявленная тенденция указывает на необходимость создания методического и нормативного обеспечения для управления эффективностью применения ТДА. Задачи повышения эффективности и технологической надежности входят в перечень технологических приоритетов ПАО «Газпром» [11]. Решение обозначенных задач на практике должно обеспечиваться принятием квалифицированных решений на всех стадиях жизненного цикла агрегата (объекта) и, в первую очередь, на этапе проектирования.

Это подтверждается существующим опытом научного сопровождения эксплуатации промы-словых ТДА, поэтому прежде всего необходимо регламентировать обязательную процедуру обоснования технологических требований на разработку турбохолодильного оборудования с учетом особенностей газовых промыслов, а также программ и методик его испытаний. Кроме этого, целесообразно разработать требования для унификации структуры и вида документов и форм: структуры технологических требований на разработку ТДА, форм представления требований к гарантийным режимам и к заключению об испытаниях, формы для сбора данных о текущих эксплуатационных режимах ТДА и др. Данную задачу можно решить, используя опыт, накопленный в ходе взаимодействия специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», эксплуатационных служб и производителей оборудования.

Помимо корректной разработки исходных требований на проектирование не менее важным направлением повышения эффективности применения ТДА является совершенствование турбохолодильной техники.

На сегодня следует выделить следующие актуальные направления: увеличение отношения давлений в детандере (до 2,3 ед.); повышение стойкости к работе при жидкостных нагрузках (усиление магнитных опор, повышение эрозионной стойкости конструкции проточной части); повышение эффективности применения РСА (удобство и точность позиционирования, регулирование без снижения производительности).

Увеличение Т и стойкости к жидкостным нагрузкам позволит обеспечить эффективную работу УКПГ даже в условиях высокой температуры окружающего воздуха при возможном снижении эффективности теплообменного и сепарационного оборудования, а также при наличии жидкости во входных потоках. Применение надежного РСА обеспечит гибкое и оперативное регулирование производительности технологических линий.

В настоящее время на Бованенковском НГКМ специалистами АО «Турбохолод», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром добыча Надым» осуществляется доводка опытно-промышленного образца с отношением давлений 2,3 ед., рассматриваются варианты совершенствования РСА.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Турбохолодильная техника широко применятся в системах подготовки, транспорта и переработки природного газа. Проведенный анализ показал, что в нефтегазовой отрасли в настоящее время наибольшее количество ТДА применяется на промысловых объектах для подготовки газа к транспорту.

К настоящему моменту получен положительный опыт эксплуатации турбохолодильного оборудования для подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера ПАО «Газпром» в количестве более 140 ед. Турбодетандеры эффективно используются в составе промысловых объектов на месторождениях, где конденсатные факторы пластовых газов изменятся от 2 до 300 г/м3. В основном применяются агрегаты отечественного производства.

Существующие модификации промысловых ТДА эксплуатируются при рабочих давлениях до 11,0 МПа, они обеспечивают отношения давлений в турбине от 1,1 до 2,1 ед. и температуры НТС на уровне –30...–40 °С и оснащены ЦБК в качестве полезной нагрузки турбины. Коэффициент удельного охлаждения турбодетандера составляет 0,5–1,1 °/ата, при этом коэффициент восстановления давления составляет 0,3–0,4 ата/ата, его величина в основном обусловлена двумя факторами – совершенством агрегата и составом добываемого газа.

В перспективе потребуются ТДА для оснащения новых и реконструкции действующих УКПГ. Проведенные оценки показали, что потребность в ТДА существует на УКПГ месторождений п-ова Ямал, Восточной Сибири, сухопутных объектов шельфовых месторождений о. Сахалин и др. Парк промысловых ТДА, эксплуатирующихся на территории РФ, к 2036 г. может увеличиться в два раза и будет включать >200 ед. ТДА.

Увеличение парка ТДА требует разработки нормативных документов для управления качеством эксплуатации на всех стадиях жизненного цикла (заказ, поставка, эксплуатация), унификации форм представления требований на разработку агрегатов, учета эксплуатационных режимов и др. Необходимо регламентировать процедуры обоснования технологических требований на разработку турбохолодильного оборудования для промысловых систем, проведение и обработку результатов испытаний. Это целесообразно сделать на основе результатов, полученных в ходе научного сопровождения эксплуатации промысловых ТДА начиная с 1987 г.

Основными направлениями совершенствования конструкции ТДА являются увеличение несущей способности опорных узлов, повышение стойкости к эрозионному износу проточной части, совершенствование механизма управления СА и повышение технологичности конструкции. Наиболее перспективны в настоящее время агрегаты со следующими конструктивными особенностями: осевая турбина, вертикальное расположение ротора, магнитные опоры с повышенной несущей способностью. Для размещения вертикальных ТДА требуется меньшая площадь, и они более технологичны в обслуживании по сравнению с горизонтальными модификациями.

Таблица 1. Основные характеристики ТДА, применяемых на объектах добычи газаTable 1. The main characteristics of turbo-expanders used at gas production facilities

Таблица 2. Основные характеристики ТДА, применяемых на объектах транспорта газаTable 2. The main characteristics of turbo-expanders used at gas transportation facilities

Таблица 3. Основные характеристики ТДА, применяемых на объектах переработки газаTable 3. The main characteristics of turbo-expanders used at gas processing facilities

Таблица 4. Основные показатели эксплуатации ТДА [12, 14]Table 4. The main indicators of turbo-expanders operation [12, 14]

Таблица 5. Экспертная оценка потребности в ТДА на промысловых УКПГTable 5. Expert assessment of the need in turbo-expanders at the field gas processing units

Примечание. * – реновация турбохолодильной техники в связи с моральным и физическим износом и значительным превышением проектного срока службы. ** – вопрос о применении ТДА пока на решен.

На прошедшем в Москве 30 октября – 1 ноября 2018 г. II Российско-китайском форуме машиностроения и инноваций China Machinery Fair Moscow 2018 один из круглых столов был посвящен перспективам сотрудничества российских и китайских производителей трубопроводной арматуры. Участники отметили общие тенденции развития российского рынка трубопроводной арматуры за последние годы, а также обсудили особенности партнерства с зарубежными коллегами в свете действующих российских нормативно-правовых актов.

Начиная с 2009 г. производство стальной арматуры демонстрирует стабильный рост. Так, в 2017 г. оно увеличилось на 10 % в натуральном (шт.) выражении и на 6 % – в стоимостном. Подавляющий объем производства сосредоточен на стальных задвижках и шаровых кранах, вместе составляющих почти 3/4 рынка трубопроводной арматуры (рис. 1). Каждый из других сегментов диаграммы – клапаны регулирующие стальные, приводы электромоторные, фонтанная арматура, клапаны предохранительные стальные и др. – существенно скромнее по объему, но в сумме они составляют 31,1 %.

Импорт трубопроводной арматуры в 2017 г. в натуральном выражении (166,6 тыс. т) увеличился на 4,6 %, в долларовом (1373,6 млн долл.) – почти на 10 %. В структуре импорта по различным типам и разновидностям арматуры значительную долю занимают задвижки и шаровые краны, а также регулирующая и сантехническая арматура (рис. 2). Таким образом, структура импорта более разнородна, чем структура внутреннего производства.

Более четверти всего объема трубопроводной арматуры, поставляемой в Россию, поступает из Китая (рис. 3). Существенные доли (16 и 13 % соответственно) приходятся на Германию и Италию. В таблице представлена динамика импорта арматуры в РФ по крупнейшим странам-поставщикам. Следует отметить, что лидирующие позиции Китая отмечаются на протяжении последних восьми лет.

КИТАЙСКАЯ АРМАТУРА НА РОССИЙСКОМ РЫНКЕ

Уверенный рост импорта арматуры из Китая основывается как на длительном опыте работы в этом сегменте отдельных компаний, например «Холдинг Лортэкс Групп» [2] с производственной мощностью 21 тыс. т/год, так и на стремлении новых игроков выйти на российский рынок.

На сегодняшний день китайские производители освоили практически все современные методы и технические решения в области арматуростроения. Нередко их продукция по качеству не уступает качеству западных производителей, при этом значительно выигрывая по цене и срокам производства. В качестве примеров участники круглого стола называли сокращение сроков почти в 2,5 раза с учетом доставки из Китая в Россию.

Одним из успешных направлений импорта из Китая эксперты называют поставки арматуры, не производимой в России или производимой в очень ограниченных масштабах. В частности, это арматура высоких парамет-ров, эксплуатируемая при высоких температурах и давлениях, в агрессивных и абразивных средах. Она производится для сложных условий применения в нефтегазовой отрасли, нефтепереработке, химической и энергетической промышленностях, металлургии.

Для повышения долговечности и стойкости арматуры используются современные технические решения (уплотнения металл по металлу, многоходовые исполнения, сегментные решения, шаровые краны для застывающих сред с паровой рубашкой и др.), применяются такие материалы, как нержавеющие и аустенитные стали, дуплексные стали и сплавы. В качестве универсального материала для целого ряда агрессивных сред и особых условий эксплуатации выступает керамика, производство из которой успешно освое-но китайскими компаниями. Из керамики производятся цельные краны, поворотные заслонки, шиберные задвижки, шаровые краны с функцией регулирования и др., она чрезвычайно стойка по отношению к абразивам. Немаловажно, что в недавнем прошлом заказчики ориентировались в первую очередь на цену, но теперь все чаще готовы вкладывать в оборудование, способное служить долго без замены деталей и, соответственно, остановки процесса.

Установление партнерских отношений между производителями из Китая и России способствует успешному развитию отрасли арматуростроения в целом.

Истощение запасов нефти и газа на суше, а также сокращение количества открываемых месторождений обусловили необходимость освоения нефтегазовых ресурсов Мирового океана, на шельфе которого сосредоточено значительное количество нефти и газа.

Около 22 % площади Мирового океана (~80,6 млн км2) занимает водная окраина материков, состоящая из трех зон: шельфа, материкового склона и подножья. Из общей площади дна морей и океанов перспективны на нефть и газ около 75 млн км2 (~21 %), в том числе на шельфе – 19,3 млн км2, на материковом склоне – 20,4 млн км2, в пределах материкового подножья – 35 млн км2. Наиболее доступной является шельфовая зона.

Большинство шельфовых лицензионных участков ПАО «Газпром» расположены на шельфе Баренцева и Карского морей и характеризуются суровыми природно-климатические условиями, разработка которых предъявляет высокие требования к качеству применяемых технологий и оборудования.

Опыт освоения и разработки мес-торождений континентального шельфа Охотского моря может быть использован для накопления компетенций и апробации методов разработки, техники и технологии добычи, в том числе системы исследований и контроля за разработкой, с дальнейшим тиражированием на месторождениях Арктического шельфа.

Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ) расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалин и находится в пределах Киринского блока проекта «Сахалин-3». Впервые в российской практике добычи углеводородов обустройство морского ГКМ осуществляется с подводным заканчиванием скважин, подвод-ной системой сбора и транспортировки продукции на расстояние свыше 40 км до берегового технологического комплекса и с общим перепадом высот 145 м. Освоение месторождения уникально не только в отечественной, но и в международной практике морской газодобычи. До запуска месторождения в эксплуатацию аналоги этого проекта отсутствовали. Промышленная добыча газа и конденсата на месторождении начата в IV квартале 2014 г.

Таким образом, на Киринском месторождении впервые в российской практике газодобычи реализована разработка месторождений с подводным расположением устьев скважин, что позволяет получить практический опыт для применения данной технологии в районах со сложной ледовой обстановкой.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Контроль за разработкой мес-торождений углеводородов является неотъемлемой частью реализации проектов, позволяющей оперативно принимать решения для достижения проектных технико-экономических показателей.

В мировой практике контроля за разработкой морских месторождений придерживаются следующих принципов: оснащение внутрискважинного и устьевого оборудования, системы сбора и транспортирования углеводородов максимальным комплексом приборов телеметрии и системами контроля; обновление и накоп-ление ежедневной информации в период эксплуатации; дистанционное управление добычным промыслом и управление транспортировкой продукции на берег; высокая скорость отклика оборудования морского промысла на управляющие сигналы; высокая скорость получения сигналов и данных от промысла до технологических комплексов; поддержание высокого уровня экологической безопасности.

Формирование системы контроля за разработкой месторождений с подводными добычными комплексами основывается на получении максимального объ-ема качественной первичной геолого-геофизической информации и продуктивных характеристик пласта на стадии геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения (комплекс геофизических исследований, отбор и определение физико-химических свойств углеводородов и воды, определение компонентного состава добываемой пластовой смеси, промыслово-геофизические исследования, газодинамические исследования). Это позволяет сократить, а в лучшем случае исключить, операции, связанные с интервенцией в скважину на последующих этапах разработки месторождения, тем самым минимизируется риск потери скважин и уменьшаются затраты на реализацию проекта.

Возможные варианты контроля за разработкой месторождений в условиях подводного расположения устьев скважин можно разделить на две категории: прямые замеры параметров – данные, полученные непосредственно с регистрирующих приборов (давление, температура), и расчетные параметры – данные, полученные методом пересчета прямых замеров, промысловых данных и косвенных показателей с использованием эмпирических формул и коэффициентов (замеры перепада давления, плотности и проводимости смеси, показания акустических датчиков выноса песка).

Ко второй категории контроля также относится моделирование процессов разработки в режиме реального времени с использованием специального программного обеспечения (OLGA-online, FlowManager и др.), которые поз-воляют моделировать процессы добычи от пласта до поставки продукции потребителям по информации, передаваемой с сис-тем телеметрии. Данный способ контроля широко применяется в мировой практике.

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Контроль процесса разработки, реализованный на Киринском ГКМ, основан на полном комплексе первичных исследований скважин, дистанционном измерении в процессе эксплуатации параметров многофазного потока с использованием телеметрии, давления и температуры глубинными датчиками, расположенными в скважинах, а также телеметрии, установленной в газосборной сети от устья скважин до входа в установку комплексной подготовки газа. Полученные данные используются при моделировании фильтрационных процессов и ведении постоянно действующей геолого-технологической модели.

Данные, получаемые с внутрискважинных датчиков в процессе разработки, а также результаты газодинамических исследований закладываются в геолого-технологическую модель, позволяющую: оперативно принимать решения по изменению режима работы скважин и промысла; осуществлять контроль режима работы системы «скважина – газосборная система (ГСС) – установка комплексной подготовки газа (УКПГ)» при изменении условий добычи; проводить расчет технологических режимов работы скважин; проводить расчет максимальных объемов добычи в периоды пикового потребления; проводить оценку объемов потерь добычи газа, связанных с изменением сроков ввода производственных мощностей.

Одним из способов контроля за разработкой Киринского ГКМ является применение современных систем моделирования потока в скважинах и трубопроводах (FlowManager). Имеющиеся системы позволяют в режиме реального времени по фактическим показателям работы промысла определить ограничивающие факторы добычи и разработать рекомендации по их устранению, рассчитать потенциальную добычу на различных режимах работы с целью определения оптимальных режимов, провести маршрутизацию потоков и разработать рекомендации по стабилизации потока с целью уменьшении эрозии и коррозии.

Еще один способ контроля за разработкой, реализованный на Киринском месторождении, – проведение газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу. Так, в 2017 г. специалистами Группы «Газпром» и оператора проекта освоения месторождения ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» была разработана программа исследований, включающая в себя как проведение газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу на отдельных скважинах, так и работу скважин в течение эксплуатационных сезонов на разных дебитах. При этом в период 2017–2018 гг. был выполнен следующий объем работы: запись кривых стабилизации забойного давления при запуске скважин; анализ изменения контролируемых параметров при длительной работе скважин на различных дебитах; исследования на стационарных режимах фильтрации в процессе эксплуатации; запись кривой восстановления давления при остановке скважин.

Данный метод исследований, как показали результаты интерпретации полученных данных, информативен и позволяет на начальной стадии разработки уточнить фильтрационно-емкостные свойства пласта и характеристики разломов в части проводимости или непроводимости для вмещающих флюидов.

Ограничивающими факторами при реализации данного метода контроля на Киринском ГКМ стали: технологические ограничения системы подводного обустройства и транспортировки добываемой продукции; предельно допустимые параметры работы скважин для предотвращения накопления жидкой фазы на забое скважин и разрушения пласта-коллектора ввиду интенсивного выноса песка (минимальные и максимальные дебиты).

Целью проведенных исследований было выполнение анализа: работы лифта скважин на минимальных и максимальных дебитах; работы газосборного коллектора; содержания углекислого газа (СО2) в товарном газе при работе скважин № А и В на разных режимах; изменение количества поступления воды на УКПГ.

В связи с отсутствием возможности проведения газодинамических и газоконденсатных исследований непосредственно на скважинах Киринского ГКМ без дополнительных затрат в эксплуатационном сезоне 2017–2018 гг. реализован комплекс мероприя-тий, направленный на изучение продуктивных характеристик скважин и контроля поступающей продукции на УКПГ с использованием имеющейся телеметрии и систем учета.

На рис. 3 представлено изменение режимов работы эксплуатационных скважин Киринского ГКМ. Исследования скважин № А и В проводились на семи режимах:

– режим 1 – запуск скважин, стабилизация работы газосборного коллектора, работа на оптимальном режиме;

– режим 2 – одновременное разжатие скважин;

– режим 3 – поочередное поджатие скважин, переход на оптимальный режим работы;

– режим 4 – работа на оптимальном режиме;

– режим 5 – проведение ГДИ без выпуска в атмосферу;

– режимы 6, 7 – работа скважин на различных дебитах.

На рис. 4 и 5 приведены значения давлений и температур, полученные на устьевых и глубинных датчиках эксплуатационных скважин № А и В Киринского ГКМ. По результатам анализа показаний в период 2017–2018 гг. фиксируются одинаковые перепады давлений и температуры между датчиками для каждой скважины при изменении режимов работы. Отмечается стабильная работа скважин, без прорыва пластовой воды.

Анализируя данные, представленные на рис. 6, необходимо отметить, что среднесуточный расход газа 4500 тыс. м3/сут в связи с ламинарным течением потока в ГСС не обеспечивает вынос жидкости (пробковый режим). При достижении среднесуточного дебита по газу 4900 тыс. м3/сут начинается очистка ГСС, усиливается вынос жидкости из пониженных участков. Наиболее вероятным интервалом накопления жидкости является береговой участок газо-сборного коллектора с перепадами высот до 65 м (рис. 2).

Из представленных на рис. 7 и 8 данных видно, что вся система (северный и южный шлейфы, ГСС) работает синхронно и быстро реагирует на изменение параметров работы скважин. Незначительная задержка в уравнивании давлений (отклик системы) составляет 2–3 ч.

Преимущественное влияние на работу ГСС оказывает скважи-на № В, как более производительная. При увеличении дебита скважины № В до 2900 тыс. м3/сут происходит интерференция на северный шлейф, что выражается в росте давления после штуцерного модуля скважины № А. Это влияние особенно проявляется при увеличении перепада между дебитами скважин (№ В – до 2900 тыс. м3/сут, № А – до 1600 тыс. м3/сут).

Компенсация влияния режимов работы скважин на ГСС осуществляется за счет изменения диаметров дистанционно-управляемых запорных регулирующих арматур, расположенных на подводном манифольде, крановом узле (КУ-4) и узле отключающих кранов (УОК-1).

На рис. 6 представлены данные по изменению объемов поступающей конденсационной воды в зависимости от смены режимов работы скважин в эксплуатационном сезоне 2017–2018 гг. Отмечается плавное снижение объема поступающей конденсационной воды и приближение к проектным показаниям за счет очистки ГСС.

В соответствии с проектным документом на разработку содержание СО2 в составе газа эксплуатационных скважин по площади Киринского ГКМ различное (рис. 8). Для скважин № А и B содержание СО2 составляет 2,91 и 2,27 % мол. соответственно.

В зависимости от объемов добываемой газоконденсатной смеси из скважин с разным содержанием СО2 меняется общее содержание СО2 в товарном газе. На рис. 9 представлено сравнение фактического содержания СО2 в товарном газе с расчетным, полученным исходя из утвержденного содержания СО2 по скважинам № А и В и вклада скважин в общий объем добычи. По результатам сравнения можно сделать вывод, что в зависимости от режима работы скважин происходит изменение вклада каждой скважины в общий показатель СО2, замеряемый на выходе из УКПГ, а также подтверждается различное содержание CO2 в составе газа, добываемого из скважин № А и В.

ВЫВОДЫ

Примененные методы газодинамических исследований и конт-роля за разработкой в период 2017–2018 гг. без выпуска газа в атмосферу и работа скважин Киринского ГКМ на разных режимах позволили уточнить текущие продуктивные характеристики и фильтрационные коэффициенты пласта, подтвердить проектное содержание конденсационной воды, оценить влияние работы скважин на газосборную систему без дополнительных затрат и потерь при добыче.

Сделан вывод о том, что работа скважин на максимально допустимых дебитах привела к частичной очистке недозагруженного газосборного коллектора. Также проведенные исследования позволили подтвердить факт различного содержания СО2 по площади месторождения и установить зависимость содержания СО2 в товарном газе от режима работы скважин.

Для успешной реализации контроля за разработкой морских месторождений необходимо соз-дать первоначальный информационный массив данных на этапе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения (базис), максимально оснастить скважины и газосборную систему прибора-ми телеметрии и системами контроля для получения оперативной информации в процессе эксплуатации разработки месторождения.

Выполнение данных условий позволит осуществлять контроль за разработкой месторождений с минимизацией, количество интервенций в скважины, минимизируя риск потери скважин, сокращая простои в период исследований и уменьшая финансовые затраты.

Проведенные исследования скважин в эксплуатационный сезон 2017–2018 гг. формируют методику проведения исследований морских скважин с подводным заканчиванием. Работы в указанном направлении будут продолжены в дальнейшем.

С проблемой создания эффективной автоматической установки пожаротушения (АУПТ) магистральных и подпорных нефтеперекачивающих станций (НПС) специалисты АО «Гипрогаз-центр» столкнулись при разработке рабочей документации по объектам «Нефтеперекачивающая станция Уренгойская» и приемо-сдаточный пункт «Уренгой-ский» в составе стройки «Неф-теконденсатопровод Уренгой – Пур-Пэ».

При эксплуатации объектов с повышенной пожарной опасностью любой недочет в проектных решениях может обернуться непоправимой опасной ситуацией. Поэтому столь серьезную задачу по разработке эффективной АУПТ НПС было решено начать с консультаций со специалистами отдела пожарной безопасности Управления охраны труда и промышленной безопасности ПАО «Газпром», ООО «Газпром газобезопасность», представителями служб пожарной охраны эксплуатирующих организаций объектов ПАО «Газпром», в том числе с пожарно-спасательной службой ООО «Газпром переработка».

В результате совместной работы был изучен отечественный и зарубежный опыт противопожарной защиты магистральных и подпорных нефтеперекачивающих станций, что позволило принять решение об использовании при проектировании данных объектов инновационных технических решений и технологий в области противопожарной защиты.

ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

В первую очередь было принято техническое решение о применении в дренчерных установках автоматического пенного пожаротушения гибких трубопроводов нового поколения вместо традиционно используемых стальных трубо­проводов.

Данное техническое решение было выбрано в контексте развития положений, определенных по результатам технического совещания «О применении инновационных технологий в области противопожарной защиты объектов ОАО «Газпром», проведенного 11.11.2011 г. в г. Москве. Актуальность рассматриваемых на данном совещании вопросов подтверждена участием широкого круга специалистов проектных институтов, служб эксплуатации, департаментов ОАО «Газпром».

Необходимо отметить, что основным элементом системы гибких трубопроводов «Инфлекспайп» в дренчерных установках автоматического пенного пожаротушения выступает трубопровод, произведенный из армированного синтетического каучука. Трубопровод изготавливается путем наслоения тонких композитных материалов, при этом имеет три основных выделенных слоя (рис. 1):

– внутренний гладкий слой, имеющий непосредственный контакт с транспортируемым к очагу пожара огнетушащим веществом (вода, раствор пенообразователя). Для создания данного слоя применяется каучук, обладающий повышенными свойствами по устойчивости к агрессивным средам, а также пониженным коэффициентом шероховатости поверхности;

– средний армированный слой, характеризующийся наибольшей плотностью намотки армированной сетки, которая придает трубопроводу необходимую прочность, упругость и обеспечивает работоспособность системы при высоком давлении;

– огнезащитный экран, защищающий трубопровод от внешних воздействий, в том числе от струйного горения углеводородов. Для создания данного слоя применяется каучук, обладающий повышенной устойчивостью к воздействию высоких температур и ударным нагрузкам, неизбежно возникающим при пожарах на рассматриваемых проектируемых объектах.

Кроме трубопроводов в распределительной системе присутствуют соединительные элементы (колена, опоры, насадки и т.п.), изготавливаемые из некоррозионных материалов (титан, нержавеющая сталь).

ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГИБКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Среди отличий трубопроводов «Инфлекспайп» от традиционно применяемых трубопроводов из стали можно выделить следующие показатели:

– трубопроводы и соединительные элементы не подвергаются коррозии. Предприятие ООО «МорНефтеГазСтрой» (г. Санкт-Петербург) как производитель и поставщик данной системы гарантирует полное отсутствие коррозии в течение 30 лет эксплуатации. Опыт эксплуатации автоматических установок пенного пожаротушения с применением стальных трубопроводов показывает невозможность их эксплуатации более пяти лет, так как коррозия ограничивает и даже блокирует поток жидкости;

– обладают эластичностью, радиус изгиба достигает пяти диаметров без нарушения целостности трубопровода (экспериментальные данные завода-изготовителя представлены в таблице). Данное свойство невозможно переоценить при монтаже трубопроводов в стесненных условиях, при необходимости огибания различных препятствий (колонны, вентиляционные короба и т.п.), так как отпадает необходимость монтажа дополнительных огибающих конструкций и отводов, а небольшое препятствие можно обойти цельным трубопроводом за счет естественного изгиба;

– монтаж данных трубопроводов выполняется без проведения сварочных и других видов огневых работ. Трубопроводы и соединительные элементы монтируются посредством специальных хомутовых соединений, что позволяет не только повысить уровень безопасности монтажных работ, но и сократить сроки их выполнения (рис. 2, 3). Данное свойство системы гибких трубопроводов становится особенно важным условием проведения ремонтных и монтажных работ даже на действующем объекте повышенной опасности;

– характеризуются повышенной устойчивостью к физическому воздействию. Система гибких трубопроводов «Инфлекспайп» прошла последовательные испытания на взрывную нагрузку (газовый взрыв – 0,15 МПа), ударную нагрузку (800 Дж), испытания на гибкость при минусовой температуре, а также испытания струйным огнем (тепловой поток – 390 кВт/м2, температура пламени – до 1400 °С, воздействие огня с сухим трубопроводом в течение первых 5 мин и с водозаполненным в течение 1 ч) (рис. 4).

Таким образом, задача по тушению пожара, возникшего в результате взрыва, даже при условии частичного разрушения здания становится вполне реализуемой, так как распределительная сеть трубопроводов, выполненных из гибких трубопроводов, способна выдержать вышеуказанные воздействия и сохранить при этом геометрическую неизменяемость и работоспособность. Кроме того, гибкий материал трубопроводов обладает амортизирующим действием, которое минимизирует возможность возникновения гидравлического удара, что особенно актуально для дренчерных АУПТ.

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ

Свойства гибкого трубопровода «Инфлекспайп» открывают возможности для создания эффективных установок пожаротушения, способных обеспечивать сохранность любых объектов даже в условиях сурового климата, сейсмической активности и агрессивных сред. В перспективе возможно применение данных трубопроводов в других типах АУПТ, в том числе для защиты объектов транспорта газа. Не исключено применение гибких трубопроводов «Инфлекспайп» в составе технологических установок для транспортирования взрывопожароопасных и химически-агрессивных жидкостей и газов.

В контексте разработки рабочей документации по объектам «Нефтеперекачивающая станция Уренгойская» и приемо-сдаточный пункт «Уренгойский» в составе стройки «Нефтеконденсатопровод Уренгой – Пур-Пэ» необходимо отметить второе техническое решение, отличающееся от традиционно принимаемых при проектировании установок автоматического пенного пожаротушения для защиты магистральных и подпорных нефтеперекачивающих станций, а именно применение пены низкой кратности с расчетом тушения по защищаемой площади. Решение о применении именно такого способа пожаротушения вместо традиционно используемой пены высокой кратности с расчетом тушения по защищаемому объему обусловлено конструктивными особенностями зданий НПС, возводимых из легких металлических конструкций. Проектируемые объекты находятся в зоне многолетних вечномерзлых грунтов, в связи с чем пол машинного зала НПС расположен над поверхностью земли с устроенной под ним проветриваемой зоной. Как известно, в отличие от нефтепродуктов, пена высокой кратности не обладает достаточной текучестью, чтобы просачиваться в небольшие отверстия и заполнять труднодоступные ниши, образование которых для данных зданий НПС вполне возможно в результате взрыва или воздействия пламени пожара. Применение в АУПТ пены низкой кратности с использованием пленкообразующих пенообразователей позволяет локализовать и тушить очаги пожара в труднодоступных местах даже при выходе их за пределы ограждающих конструкций здания, так как формирующаяся при тушении водная пленка обладает низким поверхностным натяжением и позволяет покрыть всю поверхность разлившейся горючей жидкости.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Следует отметить, что все вышеперечисленные новые и нетрадиционные проектные решения позволяют повысить срок эксплуатации АУПТ и обеспечить надежное функционирование объектов ПАО «Газпром». В настоящее время использование гибких трубопроводов «Инфлекспайп» в составе АУПТ имеет один незначительный недостаток – отсутствуют нормативные требования проектирования, что определяет необходимость разработки специальных технических условий проектирования для каждого объекта.

Специалисты АО «Гипрогазцентр» находятся в постоянном поиске новых и наиболее эффективных технических решений, в том числе в области обеспечения пожарной безопасности проектируемых объектов, и выражают благодарность специалистам отдела пожарной безопасности Управления охраны труда и промышленной безопасности ПАО «Газпром», а также специалистам ООО «Газпром переработка» за оказанную техническую помощь и поддержку.

Результаты теста на изгиб

АКТУАЛЬНОСТЬ РАЗВИТИЯ КУЛЬТУРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

22 июня 2017 г. утверждена Стратегия развития системы управления производственной безопасностью ПАО «Газпром» на период до 2020 г. Стратегия устанавливает ясные, измеримые и достижимые цели, которые при этом релевантны по отношению к основной стратегической цели компании – становлению ПАО «Газпром» как лидера среди глобальных энергетических компаний посредством освоения новых рынков, диверсификации видов деятельности и обеспечения надежности поставок.

Вопросам охраны труда, промышленной и пожарной без-опасности в ООО «Газпром добыча Ямбург» традиционно уделяют повышенное внимание. Свидетельством успешности усилий компании в этом направлении являются низкие показатели частоты несчастных случаев и травматизма на производстве.

Достигаются подобные результаты через регламентированные процедуры производственного контроля и надзора, а также благодаря инвестированию существенных финансовых средств в обеспечение безопасности на производстве, улучшение условий труда, приобретение средств индивидуальной защиты, обучение в области охраны труда, промышленной и пожарной безопасности.

Важно отметить, что действующие программы обучения ориентированы скорее на изучение правил, регламентов, порядка действий, а не на оценку склонности персонала к рискованному поведению, умению анализировать потенциальные риски и закрепление навыков безопасного поведения. При этом статистика позволяет утверждать, что только в 4 % случаев причиной травм и происшествий являются усло-вия работы, в 96 % случаев – действия работника. Таким образом, именно работа с персоналом должна стать ключевым фактором повышения безопасности труда в компании.

На наш взгляд, именно поэтому большое внимание в Стратегии уделено вопросу развития культуры безопасности. Стратегией понятие «культура безопасности» определено как квалификационная и психологическая подготовленность всех работников компании, при которой обеспечение производственной безопасности выступает приоритетной целью и внутренней потребностью, приводящей к осознанию личной ответственности и к самоконтролю при выполнении всех работ, влияющих на безопасность.

Соотношение между несчастными случаями и неосторожными действиями, которые могут привести к несчастным случаям, можно сравнить с айсбергом. Несчастные случаи сопоставимы с его меньшей, надводной частью, тогда как неосторожные действия – с гораздо большей, подводной. Последние составляют основную проблему в процессе организации системы охраны труда и безопасности персонала. Несчастные случаи могут быть предотвращены только в том случае, если будет уменьшено число неосторожных действий работников.

Как перейти от реагирования на происшествия к их предвидению и предупреждению? Для предвидения и предупреждения происшествий необходимо, чтобы каждый работник отдельно и весь коллектив в целом проявляли осознанное поведение при выборе способа выполнения работы и могли дать аргументированный отказ от выполнения этой работы выбранным ранее способом, ведущим к риску получения травмы или ущерба, инциденту, аварии.

КЛЮЧЕВЫЕ ЦЕЛИ ПРОЕКТА И ОСНОВНЫЕ УЧАСТНИКИ

Развитие культуры безопасности предполагает постановку четких целей в области безопасности, доведение и разъяснение руководством этих целей до всех работников, обязательное соблюдение требований и правил охраны труда (ЕСУОТ в целом) рядовыми сотрудниками компании и руководителями – приверженность культуре безопасности. Также необходимо обучение всех работников наиболее безопасным способам проведения работ, создание атмосферы открытости и доверия, что позволяет выявлять и оперативно устранять недостатки. При этом руководство постоянно отслеживает выполнение мероприятий по обеспечению безопасности и принимает корректирующие меры.

Все вышеуказанные направления деятельности основываются на мотивационных механизмах и специализированных инструментах, при этом очевидна кроссфункциональность задачи: реализовать проект по развитию культуры безопасности в компании исключительно силами службы охраны труда невозможно. Развитие культуры безопасности – это управление сотрудниками, их рабочим поведением, реализуемое через корпоративную культуру и ценности компании, через программы обучения, организацию коммуникаций и т.д. Для этого требуется участие специалистов кадровой службы, службы организации и оплаты труда, службы информационно-управляющих систем, службы по связям с общественностью и СМИ и др. Важно привлечение к выполнению задачи актива профсоюзной организации: уполномоченные по охране труда могут и должны стать ключевыми «агентами изменений», чтобы транслировать новые ценности, оказывать информационную и методическую поддержку как рядовым работникам, так и руководителям. Еще одним фактором успеха выступает постоянное и пристальное внимание руководства компании к проекту. Соблюдение норм культуры безопасности постоянно отслеживается и оценивается первым руководителем дочернего общества. Работники должны осознавать, что культура безопасности – это ключевая идея и базовая потребность всего коллектива, а не просто набор документов для внешних надзорных и контролирующих органов.

В декабре 2016 г. в ООО «Газпром добыча Ямбург» было принято решение открыть проект «Развитие культуры безопасности». Рабочую группу проекта возглавил заместитель генерального директора по управлению персоналом. Курирует деятельность группы главный инженер – первый заместитель генерального директора. Ежеквартально проектный комитет Общества под руководством генерального директора оценивает текущее состояние дел по проекту, корректирует план работы группы, а также содержательную часть вновь разработанных локальных нормативных актов.

План-график реализации проекта предполагает, что в 2018–2019 гг. осуществляется апробация разработанных в 2017 г. новых нормативных документов. Таким образом, в настоящее время в ООО «Газпром добыча Ямбург» внедряются в жизнь вновь разработанные локальные акты, регулирующие в Обществе вопросы развития культуры безопасности.

МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

До начала реализации проекта было организовано обучение участников рабочей группы, а также проведена диагностика текущего уровня развития культуры безопасности в дочернем обществе. По мнению работников, уровень культуры безопасности в Обществе находится между уровнями «Зависимый» и «Независимый» на кривой Брэдли (см. рис.).

Чтобы рассмотреть механизмы развития вовлеченности работников, остановимся на ключевых документах, разработанных в рамках проекта.

Центральное место занимает «Руководство по развитию культуры безопасности», регламентирующее цели, задачи и основные инструменты культуры безопасности. Руководство определяет требования к приверженности работников нормам культуры безопасности.

В качестве основной амбициозной цели ожидается, что результатом развития культуры безопасности в Обществе должно стать полное отсутствие происшествий.

К дополнительным целям можно отнести: достижение ожидаемой эффективности системы управления охраной труда, промышленной и пожарной без-опасностью путем формирования осознанного отношения каждого работника к ответственности за обеспечение безопасности на всех уровнях управления Обществом; формирование у работников «нулевой» терпимости к нарушениям правил безопасности труда.

Вместе с тем очевидно, что формирование «нулевой» толерантности и осознанного отношения каждого работника к вопросам безопасности – это изменение поведения работников. Добиться такого изменения исключительно через традиционные методы контроля и надзора невозможно. Задача становится достижимой, если дополнить традиционные методы инструментами развития вовлеченности и приверженности работников нормам культуры безопасности. Принято решение использовать следующие механизмы развития вовлеченности: модель корпоративных компетенций, включающую приверженность культуре безопасности (в рамках регулярной ежегодной оценки всех руководителей, специалистов и служащих Общества); поведенческий аудит безопасности; кадровые процедуры (отбор и продвижение), учитывающие результаты оценки по компетенциям, в том числе с учетом актуального уровня компетенции «приверженность культуре безопасности». Также необходимы формирование и регулярная актуализация ключевых правил безопасности в компании; дисциплинарные взыскания за нарушения ключевых правил безопасности (включая увольнение по инициативе работодателя); оценка склонности к рискованному поведению у работников компании; обучение и развитие работников, формирование и поддержание необходимого уровня компетентности в области культуры безопасности. Кроме того, необходимы: регулярный поведенческий аудит без-опасности; материальное и нематериальное поощрение работников, демонстрирующих высокий уровень приверженности культуре безопасности; создание системы сбора предложений работников по выявлению и идентификации рисков возникновения происшествий; создание информационно-коммуникативной среды, поощряющей обмен информацией в области культуры безопасности (как по вертикали, так и по горизонтали); использование ключевых показателей эффективности развития культуры безопасно-сти в компании.

ПОВЕДЕНЧЕСКИЙ АУДИТ БЕЗОПАСНОСТИ

Одним из ключевых механизмов повышения компетентности работников в области производственной безопасности, используемых в Обществе, является поведенческий аудит безопасности. Аудит предполагает специально организованное наблюдение за производством работ, направленное на выявление опасных действий и поведения работника во время выполнения им трудовых функций; немедленное исправление данных действий с последующей разработкой корректирующих мер, направленных на предотвращение их повторения в будущем; беседу работников с лицом, проводившим наблюдение.

Важное отличие поведенческого аудита безопасности от административно-производственного контроля состоит в том, что его функция заключается не в контроле (и последующем возможном наказании за нарушения), а в обучении. Наблюдатель в рамках аудита дает обратную связь работнику, как выполнить ту или иную работу наиболее безопасным способом.

Стоит отметить, что предусмот-рено обязательное участие в поведенческом аудите безопасности в качестве наблюдателей не только представителей службы охраны труда, но и линейных руководителей, а также работников, включенных в управленческий резерв. Таким образом, культивируются ценности безопасного труда у будущих руководителей через участие в поведенческом аудите безопасности, самообучение, умение оценивать риски происшествий. Их обучают давать немедленную обратную связь работнику в случае рискованного поведения, при этом данная обратная связь – фактор развития как наблюдаемого, так и наблюдателя.

СИСТЕМА ОЦЕНКИ И МОТИВАЦИИ

Следующим важным и системообразующим элементом развития культуры выступает формулирование ключевых правил безопасности. В Обществе сформулировано 14 ключевых правил, основанных на анализе основных причин несчастных случаев, происшедших в организациях ПАО «Газпром» и ООО «Газпром добыча Ямбург». Для каждого правила в случае его нарушения определены обязательные меры дисциплинарного и материального воздействия. В Руководстве раскрыта взаимосвязь каждого правила с демонстрацией приверженности культуре безопасности, прослежено, как соблюдение ключевых правил влияет на развитие соответствующих компетенций.

Важным реализованным в рамках проекта шагом стала формулировка определения компетенции «приверженность культуре безопасности»: «Личная ориентация на достижение целей безопасности на производстве. Выражается через способность оценивать риски и потенциальные проблемы, которые могут возникнуть на рабочем месте, и предпринимать конкретные действия по их предотвращению или минимизации. Забота о личном здоровье как умение управлять рисками потери трудоспособности». Были сформулированы индикаторы развития этой компетенции, а затем указанная формулировка дополнила Карту оценки уровня компетенций работников.

Таким образом, начиная с 2017 г. в рамках ежегодного собеседования все руководители, специалисты и служащие компании оцениваются по данной компетенции. Результаты оценки используются в целях: формирования резерва управленческих кадров всех уровней; оценки возможности перевода работников на вышестоящие должности либо повышения квалификационного разряда рабочего (рабочие оцениваются с помощью специально разработанной Карты ответственности рабочего); принятия решений о величине должностного оклада по повременно-премиальной системе оплаты труда (в соответствии с действующим Положением об оплате труда Общества); оценки возможности поощрения работников государственными наградами, наградами федеральных министерств и ведомств, наградами ПАО «Газпром» и Общества; наградами региональных органов власти и местного самоуправления.

Разработаны типовые цели по развитию компетенции «приверженность культуре безопасности», теперь руководители могут ставить их перед подчиненными работниками на следующий отчетный период в рамках ежегодного собеседования.

Установлена прозрачная связь между приверженностью нормам культуры безопасности и должностным окладом работника, а также интегральной оценкой его успешности.

Принято решение о приоритетном использовании позитивных форм подкрепления и стимулирования организационного поведения работников в соответствии с нормами культуры безопасности. Негативные меры воздействия применяются исключительно в случае нарушения Ключевых правил безопасности и иных локальных нормативных актов в области производственной безопасности.

Кроме изменения должностного оклада и мер дисциплинарного и материального воздействия используются: определение размера надбавки за личный вклад с учетом фактических данных о применении работником средств индивидуальной защиты; единовременное премирование за выполнение особо важных работ; повышение размера вознаграждения по итогам работы за год работникам, которые проявили наибольшую активность в выявлении и предупреждении потенциальных происшествий.

Общество использует также социальный пакет работника компании для поощрения работников, проявляющих наибольшую активность во внедрении и трансляции норм культуры безопасности (в соответствии с действующими локальными нормативными актами): приоритетное предоставление направлений на отдых; преимущественное право на получение компенсации расходов (включая расходы на членов семьи работника), связанных с отдыхом; иные льготы, предусмотренные коллективным договором Общества.

Ключевыми формами нематериального поощрения работников за следование нормам культуры безопасности, используемыми в Обществе, являются: награждение специальным почетным знаком «Лидер культуры безопасности»; благодарственное письмо в адрес семьи работника; размещение портрета работника на Аллее трудовой славы. Таким образом, создана система комплексной мотивации работников, направленная на развитие и формирование у каждого ценностей безопасного рабочего поведения.

Вместе с тем в каждом коллективе всегда будут работники, для которых характерен высокий уровень развития склонности к рискованному поведению, которая может противоречить нормам корпоративной культуры. В связи с этим работодатель должен уметь оценивать склонность к рискованному поведению и учитывать результаты этой оценки в процессе принятия кадровых решений.

В настоящее время проводится оценка кандидатов на трудо-устройство и работников Общества в целях накопления статистических данных и анализа связи психологических особенностей персонала с инцидентами в области безопасности. С учетом ограниченных ресурсов кадровой службы оценка начата с работников, замещающих должности на опасных производственных объектах. В будущем планируется использовать результаты оценки для определения приоритетов при формировании плана-графика проведения поведенческих аудитов.

КОММУНИКАТИВНАЯ СРЕДА

Важным элементом проекта является создание эффективной коммуникативной среды, в рамках которой необходимо обеспечить информирование работников о рисках трудового процесса, условиях труда, а также рассмотрение обращений и предложений работников в области производственной безопасности.

Помимо непосредственного информирования, осуществляемого в рабочем порядке, с целью развития культуры безопасности и для организации обмена информацией Общество обеспечивает ознакомление работников с целями, политикой в области производственной безопасно-сти через специально изготовленные и размещенные в общедоступных местах буклеты, плакаты, информационные листки и стенды, баннеры, видеоролики.

В «Руководстве по развитию культуры безопасности» предусмотрены право и обязанность работников вмешаться в ситуацию, сталкиваясь с небезопасными условиями выполнения работ или опасными действиями и потенциальными происшествиями. Порядок вмешательства определен такими локальными нормативными документами, как Положение о поведенческом аудите безопасности при производстве работ, Положение об организации административно-производственного контроля за соблюдением требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности в ООО «Газпром добыча Ямбург».

Также принято обязательство, что к работнику, сообщившему о потенциальном происшествии, не могут быть приняты никакие меры дисциплинарного воздействия, даже если причиной потенциального происшествия были его собственные опасные действия и (или) бездействие.

Для обеспечения прозрачности данных об инцидентах, предпосылках к происшествиям, рассмотрения обращений и предложений работников в области производственной безопасности в Обществе в настоящее внедряется система идентификации рисков работниками. Функционирование системы идентификации рисков работниками обеспечивается такими инструментами, как автоматизированная система регистрации обращений работников с последующим отслеживанием состояния их рассмотрения, стенды производственной безопасности и размещенные на них ящики для сбора обращений и предложений работников, Регламент выявления, регистрации и информирования о потенциальных происшествиях в подразделениях ООО «Газпром добыча Ямбург».

Остановимся более подробно на последнем документе. Система идентификации рисков работниками опирается на термин «потенциальное происшествие», или любое нежелательное событие, которое могло бы привести к ущербу здоровья работника на производстве: авария, инцидент, пожар, несчастный случай на производстве, острое профессио-нальное заболевание (отравление), транспортное происшествие, микротравма и опасное событие без последствий.

Далее работникам была предложена система регистрации и учета таких происшествий через оформление соответствующих карт выявления и предупреждения потенциальных происшествий. Работник может заполнить карту в письменном виде либо самостоятельно внести запись в соответствующую информационную систему. Еще один механизм – сообщение в устной форме уполномоченному по охране труда. Во всех случаях информация о потенциальном происшествии фиксируется в информационной системе, далее проводится оценка уровня риска, определяется ответственный исполнитель за рассмотрение происшествия и реализацию корректирующих и предупреждающих мер, назначается срок для их реализации.

Работники, которые будут проявлять наибольшую активность в выявлении и предупреждении потенциальных происшествий, получат вознаграждение по итогам работы за год в повышенном размере. Кроме этого, активность работников подразделения по выявлению и предупреждению происшествий выступает показателем эффективности работы уполномоченных по охране труда – соответствующие изменения в локальные нормативные акты внесены профсоюзной организацией Общества.

ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Все вышеперечисленные меры по поддержке и развитию культуры безопасности в компании, безусловно, являются лишь отдельными шагами в данном направлении. До конца 2019 г. будет оцениваться эффективность разработанных в рамках проекта инструментов, а также отношение к ним работников. При этом общие результаты внедрения проекта можно будет оценить только через 3–5 лет.

Предлагаемые решения поз-волят: сместить фокус с реагирования на происшествия на их предвидение и предупреждение; повлиять на развитие инициативы и ответственности в области производственной безопасно-сти всех работников компании по всей производственной вертикали управления; выработать «нулевую» толерантность к рискам и нарушениям в области охраны труда и промышленной без-опасности; вовлечь резерв управленческих кадров в трансляцию ценности безопасности труда, сделав их ключевым носителем этой ценности.

В итоге планируется достижение главной цели – снижения производственного травматизма в компании и реализации всех целей ПАО «Газпром» в области охраны труда, промышленной и пожарной безопасности.

Системы внутритрубной сепарации, которые базируются на использовании малогабаритных сепараторов, отделяющих жидкую фазу от газожидкостного потока, в последние годы находят широкое применение на нефтегазовых объектах в Российской Федерации и за ее пределами. За рубежом такие системы производят американская компания FMC Technologies и европейские компании Sulzer и Frames, в России – ООО «АЭРОГАЗ».

Производимые этими компаниями внутритрубные сепараторы схожи по принципам работы, но отличаются конструктивно. В их основу положена схема аксиального циклона, в котором за счет создания закрученного потока обеспечивается сепарация и отбор жидкой фазы из газожидкостного потока. Принципиальная схема такого сепаратора показана на рис. 1. Газ на входе в устройство закручивается в секции закрутки потока и поступает в цилиндрический канал секции разделения, в котором происходит сепарация жидкой фазы от газа за счет движения капель жидкости к стенкам канала в поле центробежных сил. На выходе из цилиндрического канала установлен узел отбора жидкости, обеспечивающий отбор отсепарированной жидкости со стенок цилиндрического канала.

ДВУХСТУПЕНЧАТЫЕ СИСТЕМЫ ВНУТРИТРУБНОЙ СЕПАРАЦИИ

Эффективность сепарации жидкости внутритрубных сепараторов обычно не превышает 95 мас. %, содержащейся в потоке. Поэтому в тех случаях, когда необходимо обеспечивать высокую степень сепарации жидкости, используют двухступенчатые системы внутритрубной сепарации. Данные системы могут обеспечить эффективность на уровне свыше 99 % и соответствовать по данному показателю лучшим сепараторам мультициклонного и сетчатого типа.

Внутритрубные сепараторы можно использовать вместо стандартных в установках комплексной подготовки газа, а также в промысловых газосборных сетях для оптимизации гидравлических потерь в трубопроводах. Широкое применение они находят в морских проектах, так как обеспечивают сепарацию потока при минимальных габаритах и весе оборудования.

Особый интерес представляет использование внутритрубных сепараторов в установках переработки газа для ликвидации капельного уноса из существующего сепарационного и колонного оборудования. Внутритрубные сепараторы, установленные на выходе из такого оборудования, позволяют отсепарировать капли конденсата и воды, не отделившиеся в сепарирующих элементах сепараторов и колонн. Во многих случаях установка внутритрубных сепараторов после существующих сепараторов позволяет полностью решить задачи, связанные с подготовкой газа перед компрессорами, турбодетандерами либо перед транспортировкой.

ПРИМЕНЕНИЕ НА ПРАКТИКЕ

В качестве примера можно рассмотреть опыт применения устройств внутритрубной сепарации после колонны стабилизации конденсата на УКПГ Термокарстового месторождения дочернего предприятия ПАО «НОВАТЭК» - ЗАО «Тернефтегаз».

На установке деэтанизации конденсата на Термокарстовом месторождении установлены и эксплуатируются две колонны деэтанизации высотой 45 м с пластинчатыми дефлегматорами, предназначенными для охлаждения и конденсации углеводородных компонентов (С₃₊) из газа деэтанизации с последующим отводом сконденсировавшегося конденсата на верхнюю тарелку колонны.

В процессе эксплуатации колонн наблюдались постоянные уносы конденсирующейся жидкой фазы из дефлегматоров с газом деэтанизации, что приводило к возрастанию температуры верха колонны и, как следствие, к уносу части конденсата с газом деэтанизации.

В рамках технического перево-оружения стояла задача обеспечения возврата жидкости, уносимой из дефлегматора Т-6, обратно на первую тарелку колонны К-2. Реализуемая схема предполагает возможность самостоятельного постоянного сброса жидкости, отсепарированной во внутритрубном сепараторе, обратно в колонну. Кроме того, необходимо было обеспечить одновременный сброс жидкости как с дефлегматора, так и с вновь монтируемого внутритрубного сепаратора.

В результате совместной работы специалистов ЗАО «Тернеф-тегаз» и резидентов кластера энергоэффективных технологий Фонда «Сколково», специализирующихся на компактных системах внутритрубной сепарации и эжекции, было проработано техническое решение по установке внутритрубного сепаратора после дефлегматора в верхней части колонны (рис. 2) для отделения жидкости из газа непосредственно наверху колонны. При этом схемой предусмотрено, что отсепарированная во внутритрубном сепараторе жидкость смешивается с жидкостью на выходе из дефлегматора Т-6 в специальном двухступенчатом смесителе эжекторного типа (рис. 3), который также устанавливается в верхней части колонны. В качестве активного потока в смесителе использован газ высокого давления, отбираемый после низкотемпературного сепаратора установки низкотемпературной сепарации (НТС).

Для эффективной работы смесителя расход высоконапорного газа должен составлять около 1000 Нм³/ч.

Массогабаритные характеристики системы позволили произвести ее монтаж без устройства дополнительных фундаментов в рамках существующей трубопроводной обвязки колонны, что стало определяющим фактором при выборе решения, так как высота колонн составляет 45 м, а размер площадок обслуживания на колонне не позволял установить какое-либо стандартное сепарационное оборудование.

Внешний вид внутритрубного сепаратора и эжектора-смесителя в процессе эксплуатации представлен на рис. 4.

Предлагаемая схема сепарации конденсата позволяет гарантированно отсепарировать конденсат (флегму) из газа деэтанизации после дефлегматора и подать его обратно в колонну.

Техническое перевооружение реализовано на Термокарстовом месторождении ЗАО «Тернефтегаз» в августе 2018 г.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

В целях оценки эффективности системы проведен анализ работы колонны до и после реализации проекта включения внутритрубного сепаратора и эжектора (см. табл.).

Запуск внутритрубного сепаратора позволил ликвидировать унос жидких углеводородов (С₃₊) с верха колонны и обеспечил дополнительное производство деэтанизированного конденсата в объеме более 12 т/сут.

Таким образом, во многих случаях внутритрубные сепараторы можно рассматривать как простое устройство, позволяющее с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами решить проблемы, связанные с неэффективной работой сепарационного и колонного оборудования на объектах переработки природных и попутных газов. Кроме того, использование устройств внутритрубной сепарации на новых объектах позволяет существенно сократить габариты и стоимость установок переработки газов.

Работа проведена ООО «АЭРОГАЗ» при грантовой поддержке Фонда «Сколково». 

Анализ режима работы колонны

ООО «АЭРОГАЗ»

Юридический адрес: 143026, РФ,

г. Москва, Большой бульвар,

д. 42, стр. 1, оф. 338

Почтовый адрес: 140181, РФ,

г. Жуковский, Московская обл.,

ул. Ломоносова, д. 29А, оф. 55

Тел/факс: +7 (499) 653-93-90

E-mail: info@aerogas.ru

www.aerogas.ru

ООО «Сысертский арматурный завод» – современное высокотехнологичное предприятие, работающее на российском рынке нефтегазосервисных услуг с 2010 г. Общество специализируется на капитальном ремонте трубопроводной арматуры в заводских условиях, а также выполняет техническое обслуживание, диагностику, текущий и средний ремонт трубопроводной арматуры импортного и отечественного производства с номинальным диаметром DN 100–1400, предназначенной для эксплуатации на объектах добычи, транспортировки, переработки и хранения нефти и газа.

Сегодня ООО «Сысертский арматурный завод» (ООО «САЗ») предоставляет широкий спектр услуг по капитальному ремонту и ремонтно-техническому обслуживанию трубопроводной арматуры, механической обработке и сварке металлоконструкций. Работы производятся с применением как хорошо освоенных технологий, так и новых технических и технологических решений.

Одно из направлений деятельности предприятия – ремонтно-техническое обслуживание трубопроводной арматуры – подразумевает целый комплекс работ: плановое техническое диагностирование (обследование технического состояния, выявление возникающих дефектов, своевременное предупреждение появления неисправностей); техническое обслуживание (контроль технического состояния, устранение возникших дефектов); текущий ремонт и средний ремонт (восстановление эксплуатационных характеристик кранов и приводов).

За годы работы на российском нефтегазовом рынке инженерно-технический коллектив ООО «САЗ» накопил большой опыт разработки конструкторской документации и применения освоенных технологий на практике. Специалисты предприятия выполняли работы по капитальному ремонту и восстановлению герметичности трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры для десятка компаний, входящих в состав ПАО «Газпром», в числе которых ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром переработка», ЗАО «Газпром инвест Юг» и др. За годы деятельности предприя-тия успешно отремонтированы более 600 ед. трубопроводной арматуры. Кроме того, ООО «САЗ» производит ремонт для предприятий в сфере нефтедобычи и энергетики.

Специалисты завода имеют солидный опыт работы и проходят постоянное повышение квалификации. Такой подход позволяет решать сложные технические задачи.

В ООО «САЗ» разработан и внедрен стандарт предприятия СТО 69529263-001–2013 «Изготовление и ремонт шаровых кранов», который распространяется на сварку и наплавку узлов и конструкций стальной трубопроводной арматуры. Стандарт устанавливает основные требования к подготовке кромок и поверхностей деталей под сварку и наплавку, требования к сборке, а также методы, объем контроля и нормы оценки качества сварных соединений и наплавок при изготовлении и ремонте трубопровод-ной арматуры.

ООО «САЗ» гарантирует соответствие трубопроводной арматуры, прошедшей капитальный ремонт на предприятии, требованиям СТО «Газпром» 2-4.1-212–2008, СТО «Газпром» 2-2.3-385–2009, «Положению о порядке повторного применения трубопроводной арматуры, демонтированной для проведения капитального ремонта, реконструкции, модернизации и ликвидации объектов ОАО «Газпром», а также ТУ 374224-69529263–2015 при соответствующем выполнении условий транспортировки, хранения и эксплуатации.

Срок службы трубопровод-ной арматуры, прошедшей капитальный ремонт в условиях ООО «САЗ», составляет не менее 30 лет. Гарантия качества, ответственность, оперативность и высокое качество выполнения работы позволили ООО «Сысертский арматурный завод» заработать доверие клиентов и поддерживать его на протяжении долгого времени.

ООО «Сысертский арматурный завод»

624020, РФ, Свердловская обл.,

г. Сысерть, ул. Карла Либкнехта, д. 2-А

Тел.: +7 (343) 351-05-84

E-mail: info@saz-ural.ru

www.saz-ural.ru

С 1992 г. в ООО «Газпром трансгаз Москва» на компрессорных станциях (КС) «Путятинская» и «Павелецкая» эксплуатируются единственные в России электроприводные газоперекачивающие агрегаты типа ЭГПА-25 с синхронным электродвигателем мощностью 25 МВт (рис. 1). В настоящий момент он остается самым мощным управляемым электроприводом в России. Оборудование было изготовлено и смонтировано специалистами завода «ЧКД Прага» (бывш. Чехословакия). Силовой преобразователь частоты собран на тиристорах с принудительным масляным охлаждением, работой которого управляет система регулирования, обеспечивающая плавный запуск, нормальный и аварийный останов двигателя, а также осуществляющая работу двигателя в заданных оператором режимах. Кроме того, система регулирования выполняет контроль обеспечения необходимыми техническими параметрами всех основных узлов электроприводного газоперекачивающего агрегата (ЭГПА), а также передает информацию в вышестоящую систему автоматического управления.

ВАРИАНТЫ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ С ТИРИСТОРНЫМ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ

Тиристорный преобразователь частоты (ТПЧ) проработал более 25 лет и находится в рабочем состоянии, но количество отказов за последние годы увеличивается. В связи с отсутствием в настоящее время бывших производителей данного оборудования и необходимостью ремонта возникла проблема обеспечения надежной эксплуатации таких больших единичных мощностей, осложненная дополнительными трудностями из-за введенных экономических санкций. С течением времени вопросы организации безаварийной эксплуатации ЭГПА достигли критической массы, а надежность газотранспортной системы потребовала их решения.

Ключевым узлом, обеспечивающим бесперебойную транспортировку газа, всегда оставались газоперекачивающие агрегаты. Необходимо было устранить проб-лему с устаревшей системой автоматического управления и регулирования (САУиР) в условиях экономических санкций и взятого руководством страны курса на импортозамещение. Для решения этой задачи были направлены запросы с техническим заданием на замену САУиР в несколько десятков организаций в России, позиционирующих себя в качестве экспертов в области силовых высоковольтных преобразователей. После проведенной подготовительной работы сформировались два полярных пути реализации.

Первый вариант – это кардинальное изменение системы управления с использованием более современных технологий: применение автономного инвертора напряжения с многопульсным диодным выпрямителем и многоуровневыми последовательно соединенными инверторными ячейками на IGBT-транзисторах. Применение такого решения с широтно-импульсным регулированием позволило бы обеспечить форму кривой выходного напряжения и тока, близкую к чистой синусоиде, и соответственно, привело бы к полномасштабной реконструкции объекта: остались бы незадействованными существующие фильтрокомпенсирующие устройства, реакторы, часть ячеек среднего напряжения.

Второй путь решения задачи организации капитального ремонта САУиР: не меняя текущую топологию системы управления, заменить устаревшее оборудование на современное с необходимыми техническими характеристиками, преимущественно изготовленное в России.

В итоге после технико-экономического анализа совместно с исполнителем работ АО «Газпром электрогаз» была реализована вторая схема. В качестве разработчика оборудования выбрано ООО «ГП «Энергоимпэкс», обладающее необходимым опытом реализации аналогичных по сложности преобразовательных систем и техническое предложение которого наиболее отвечало выставленным требованиям.

РЕМОНТ ТПЧ

Работа по ремонту САУиР ЭГПА № 2 КС «Павелецкая» стала выстраиваться с конца 2016 г. Уникальность оборудования диктовала свои условия подготовки технического задания и оформления опросных листов на его изготовление. Поставить готовый преобразователь и систему управления не представлялось возможным. Специалистами ООО «Газпром трансгаз Москва» совместно с подрядчиком была проделана колоссальная работа по проектированию и привязке заменяемого оборудования к существующей системе автоматического управления ЭГПА.

Работа по изготовлению и монтажу не прекращалась до конца 2017 г. Были задействованы десятки организаций, производящих ту или иную часть ТПЧ. Например, силовые тиристорные модули были выпущены ПАО «Электровыпрямитель» (г. Саранск), цифровой регулятор возбуждения – ООО НПО «Цифровые регуляторы» (г. Новосибирск), за изготовление САУ ТПЧ отвечало ООО «НПП ЛМ Инвертор» (г. Москва), резисторов – ЗАО «Элеком» (г. Пенза), проходных изоляторов – АО «АИЗ» (г. Лыткарино), токоограничивающих реакторов – АО «Группа «СВЭЛ» (г. Екатеринбург), строительные конструкции для реакторов и монтаж системы вентиляции обеспечили филиалы «Пермэлектрогаз» и «Мосэлект-рогаз» АО «Газпром электрогаз». В процессе работы возникало немало проблем. Одна из таких проблем – сопряжение систем автоматического управления, вновь смонтированного тиристорного преобразователя с возбудителем и САУ ЭГПА. Плотность расположения существующих и вновь прокладываемых коммуникаций также ставила сложные задачи на этапе монтажа конструкций воздушного охлаждения с прокладкой питающих шинопроводов с обвязкой новых реакторов. В процессе пусконаладочных работ тиристорного преобразователя возникали вопросы, связанные с поочередной проверкой работы ТПЧ каждой обмотки двигателя. Испытания электродвигателя без центробежного компрессора не представлялись возможными в связи с тем, что электродвигатель 25 МВт имеет радиальные подшипники качения и ротор не скомпенсирован в осевом направлении, что могло бы привести к осевому перемещению ротора и разрушению узлов и деталей электродвигателя. Поэтому одним из ключевых моментов проведения пусконаладочных работ стал факт проведения всех испытаний, связанных с вращением электродвигателя 25 МВт совместно с нагнетателем, находившимся под давлением транспортируемого газа.

ВЫВОДЫ

Результатом проведенной работы явилось создание передовой системы управления синхронным электродвигателем 25 МВт, выполненной на современной технологичной базе российским производителем с применением составных элементов, изготовленных также на российских предприятиях. Наработка ЭГПА после проведенного ремонта составила небольшое количество моточасов, но уже сегодня можно утверж-дать, что надежность его работы повысилась, частота отказов элементов системы управления ТПЧ снизилась. Осуществление такого сложного проекта стало возможным благодаря совместной, конструктивной и слаженной работе персонала эксплуатации и производителей оборудования.

Предприятия ПАО «Газпром» находят пути достижения независимости от иностранных парт-неров, положительный результат в реализации Программы импортозамещения возможен даже в рамках работы с самым сложным оборудованием.

После принятия Федерального закона № 261-ФЗ от 23.11.2009 г. «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [1], нацеленного на стимулирование энергосбережения и повыше-ния энергетической эффективности, эффективное и рациональное использование энергетических ресурсов стало важнейшей задачей для каждой организации. Для всех объектов нового строительства, реконструкции и модернизации оценка эффективного использования энергоресурсов особенно актуальна, так как при использовании морально и физически устаревшего оборудования расход энергоресурсов на собственные нужды значительно выше, чем при использовании современного оборудования нового поколения [2].

Анализ структуры и масштабов потребления топливно-энергетических ресурсов по газовой промышленности свидетельствует о том, что расход энергоресурсов в наибольшей степени приходится на магистральный транспорт газа из отдаленных районов страны в центральные промышленные регионы России (свыше 80 %) [3]. Основными потребителями электроэнергии в нефтегазовом комплексе являются высоковольтные компрессорные агрегаты. Таким образом, проблема снижения затрат энергоресурсов по отрасли в первую очередь актуальна для магистральных газопроводов и прежде всего компрессорных станций как основных потребителей топливно-энергетических ресурсов.

Сегодня подавляющее большинство установленных электро-приводных компрессорных агрегатов нерегулируемые. Один из наиболее эффективных способов регулирования режима работы нагнетателя – применение электродвигателей с регулируемой частотой вращения. Во всем диапазоне регулировки частоты вращения ротора нагнетателя имеется возможность осуществлять оптимальный режим работы газонефтепровода в зависимости от давления. При этом нагнетатель и электродвигатель работают с достаточно высоким КПД, близким к номинальному значению.

Исходя из анализа наиболее применяемых на сегодняшний день структур построения силовой части высоковольтных час-тотно-регулируемых приводов (ЧРП) для использования в составе компрессорных агрегатов [4], для рассмотрения и анализа примем наиболее распространенные и перспективные на сегодня структуры, а именно:

– ЧРП на базе 12-пульсного трех-уровневого инвертора напряжения;

– ЧРП на базе 24-пульсного трехуровневого инвертора напряжения;

– ЧРП на базе каскадного многоуровневого инвертора напряжения.

Данные схемные решения поз-воляют работать как с синхронными, так и с асинхронными высоковольтными электродвигателями. Причем использование высокоскоростных асинхронных двигателей в составе компрессорных агрегатов обладает такими преимуществами, как исключение редуктора, применяемого для согласования оборотов электродвигателя и нагнетателя, и уменьшение массогабаритных размеров агрегата.

Важнейшим фактором при эксплуатации компрессорных агрегатов большой мощности (1 МВт и выше) с ЧРП является проблема электромагнитной совместимости, которая заключается в генерировании преобразователя частоты высших гармоник тока и напряжения и снижении качества электрической энергии.

Уровень электромагнитной совместимости электропривода с сетью электроснабжения и электродвигателем зависит от структуры построения силовой схемы, типа силовых полупроводниковых ключей и алгоритма управления ими.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Для оценки эффективности применяемых технических решений выбранные структуры были проанализированы с помощью компьютерных моделей в программном пакете Matlab R2013a. Анализ проводился при использовании в качестве приводного двигателя высокоскоростной асинхронной машины с нагрузкой, имитирующей момент сопротивления центробежного нагнетателя [5].

По результатам моделирования построены зависимости КПД инвертора (вместе с согласующим трансформатором), коэффициентов нелинейных искажений на входе ЧРП, коэффициента мощности от выходной частоты инвертора и соответствующего коэффициента модуляции напряжения. Графики изменения контролируемых параметров представлены на рис. 1.

Как видно из результатов моделирования, наилучшими энергетическими характеристиками из рассматриваемых структур обладает схема каскадного многоуровневого преобразователя частоты. КПД такого преобразователя во всем диапазоне изменения выходной частоты выше, чем у схем с 12- и 24-пульсным трехуровневым инвертором напряжения более чем на 1 %. Кроме того, как следует из рис. 1, с уменьшением выходной частоты инвертора скорость снижения КПД меньше у 11-уровневой схемы каскадного многоуровневого преобразователя частоты, что делает ее еще более эффективной для применений, где требуется широкий диапазон изменения выходной частоты. Схема каскадного многоуровневого преобразователя частоты также обладает минимальным процентом искажений входного линейного напряжения.

Схема 11-уровневого каскадного многоуровневого преобразователя частоты при работе не вызывает значительных искажений тока и напряжения питающей сети, полностью обеспечивая требования ЭМС с питающей сетью. Подробно анализ гармонического состава тока и напряжения на входе и выходе преобразователя частоты приведен в [5]. Суммарный коэффициент искажения напряжения питающей сети на входе каскадного многоуровневого преобразователя частоты при работе составляет около 2,7 %, что значительно меньше допустимого по ГОСТ 32144–2013 [6] (5 %). Такой результат достигается без использования дополнительных фильтров на входе системы.

Еще одно достоинство преобразователей, построенных по каскадной многоуровневой схеме – высокая надежность. При выходе из строя одной или нескольких ячеек ЧРП сохраняет свою работоспособность за счет автоматического шунтирования неисправных модулей и корректировки режима работы оставшихся ячеек системой автоматического управления. Выходная мощность при этом несколько снижается.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Исходя из полученных данных можно отметить, что многоуровневая схема построения силовой части высоковольтных ЧРП является перспективной для применения в составе компрессорных агрегатов. Работы в этом направлении позволят значительно улучшить энергетические характеристики агрегата и увеличить надежность всей системы в целом.

Большое влияние на эффективность использования регулируемого электропривода компрессорных установок оказывают применяемые алгоритмы управления частотно-регулируемыми преобразователями.

Современные частотно-регулируемые преобразователи обеспечивают формирование и регулирование основной гармоники выходного напряжения методами импульсной модуляции [7]. Трехфазные автономные инверторы напряжения с управлением ключами по принципу широтно-импульсной модуляции (ШИМ) на высокой несущей час-тоте являются основным типом преобразователей частоты для регулируемого электропривода переменного тока во всем диапазоне мощностей.

Результаты моделирования режима работы компрессорного агрегата при изменении частоты выходного напряжения и скорости вращения электродвигателя при использовании базового синусоидального алгоритма, модифицированного алгоритма синусоидальной ШИМ и векторной ШИМ показаны на рис. 2.

Как показал проведенный сравнительный анализ алгоритмов управления, для обеспечения наилучших энергетических характеристик каскадного многоуровневого преобразователя частоты наиболее перспективно применение специализированного алгоритма пространственной модуляции базовых векторов. Результаты компьютерного моделирования подтвердили высокую эффективность данного метода управления.

Повышение КПД системы при использовании специализированного векторного управления ЧРП, как видно из рис. 2, в среднем на 1 % объективно обеспечивает соответствующую экономию электроэнергии. Увеличение КПД системы также позволит либо дополнительно снять около 10 % мощности, либо уменьшить габаритные размеры системы охлаждения, что особенно актуально при проведении реконструкции существующих компрессорных цехов.

Исходя из полученных результатов можно сформулировать перечень технических решений, направленных на повышение показателей энергоэффективности работы компрессорной станции:

– принятие рациональной схемы электроснабжения компрессорной станции, исключающей применение избыточного оборудования;

– использование современного высокоэффективного оборудования;

– разработка и внедрение эффективных алгоритмов управления оборудованием и производственным процессом, направленных на повышение показателей использования энергоресурсов;

– проведение на этапе проектирования моделирования режимов работы компрессорной станции с использованием имитационных моделей с целью определения оптимальных режимов работы оборудования, подбора характеристик различных узлов системы.

РАСЧЕТЫ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИя НА ПРАКТИКЕ

В качестве практического анализа предлагаемых методов повышения эффективности работы компрессорной станции рассмот-рены примеры реконструкции двух компрессорных станций с применением предложенных технических решений.

Расчет показателей, характеризующих удельную величину расхода энергетических ресурсов, выполнен в соответствии с требованиями Федерального закона № 261-ФЗ [1], а также с требованиями отраслевых нормативных документов.

Для проведения анализа рассчитаны основные показатели энергетической эффективности работы компрессорного цеха [8].

Удельный показатель эффективности расхода ТЭР электроэнергии на собственные технологические нужды (СТН) компрессорного цеха (КЦ) вычисляется по формуле:

,                                        (1)

где – расход электроэнергии на СТН КЦ за расчетный период времени, тыс. кВт.ч/год; – эквивалентная товаротранспортная работа (ЭТТР) КЦ, млн м3.км.

= c1.. ×× vКЦ( - ).QКЦ,                (2)

где c1 – константа для согласования размерностей, принимается равной 1; z1КЦ – коэффициент сжимаемости газа; vКЦ – коэффициент, учитывающий потери давления в обвязке КЦ, определяемый по формуле; P1КЦ, P2КЦ – давление в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ соответственно, МПа; QКЦ – среднегодовая производительность цеха, млн м3/год.

z1КЦ = 1–[(10,2.P1КЦ–6)×(0,345.10–2.∆В–0,446.10–3)+ +0,015].[1,3–0,0144(T1КЦ–283,2)], (3)

где ∆В – относительная плотность газа по воздуху, ∆В = 0,565.

,                         (4)

где ∆P1КЦ, ∆P2КЦ – потери давления в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ соответственно, МПа.

Политропная работа сжатия компрессорного цеха за расчетный период времени вычисляется по формуле:

LКЦ = 320,25z1КЦ ×

× T1КЦ.QКЦ.( - 1),                        (5)

где T1КЦ – температура газа на входе в КЦ, К; КЦ – степень повышения давления в КЦ.

КЦ = .                              (6)

Результаты расчета параметров энергетической эффективности при реконструкции компрессорных станций приведены в таблице. Применение предлагаемых технических решений позволяет экономить порядка 250 000 тыс. кВт.ч электроэнергии в год (см. табл.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наилучшими энергетическими характеристиками из рассматриваемых структур обладает схема каскадного многоуровневого преобразователя частоты. КПД такой схемы во всем диапазоне изменения выходной частоты выше, чем у схем с трехуровневым инвертором напряжения более чем на 1 % и составляет в номинальном режиме 97,51 %. Схема каскадного многоуровневого преобразователя частоты также обладает минимальным процентом искажений входного линейного напряжения, значительно меньше допустимого по ГОСТ 32144–2013 [6] значения (5 %).

Для обеспечения наилучших энергетических характеристик каскадного многоуровневого преобразователя частоты наиболее перспективно применение специализированного алгоритма пространственной модуляции базовых векторов.

Применение предлагаемых решений позволяет снизить энергопотребление цеха на 27,5 % по сравнению с вариантом нерегулируемого электропривода и на 2,8 % по сравнению с традиционной схемой регулируемой компрессорной станции.

Результаты расчета экономии электроэнергии при использовании регулируемого электропривода при реконструкции КСResults of the calculation of energy savings when using an adjustable electric drive in the reconstruction of the compressor station

Управление техническим состоя-нием эксплуатируемого объекта основывается на рациональном планировании расходов, определении приоритетов и последовательности мероприятий поддержания объекта в работоспособном состоянии.

Сегодня, в условиях оптимизации расходов при эксплуатации, основными задачами являются: определение факторов технического состояния системы противокоррозионной защиты (ПКЗ), их ключевых показателей, необходимых мероприятий и алгоритмов оценки приоритетности при финансировании, а также управляющего механизма для планирования, мониторинга и при необходимости корректировки планируемых воздействий.

Оптимизация эксплуатационных затрат связана в том числе с повышением энергоэффективности и увеличением ресурса оборудования. Остаточный ресурс, или срок службы, – это наработка объекта (календарная продолжительность эксплуатации) от момента контроля его технического состояния (идентификации) до перехода в предельное состояние.

В условиях ограниченного финансирования возникает вопрос о принятии правильных управленческих решений по планированию объемов капитального ремонта, распределению их во временном интервале [1].

Для решения задачи оптимальной загрузки станций катодной защиты (СКЗ) с учетом состояния оборудования может быть использована математическая модель влияния силы тока СКЗ на распределение величины защитных потенциалов по трассе трубопровода [2–4]. Кроме того, наличие математической модели дает возможность решения задачи рационального распределения выделенных средств на капитальный ремонт оборудования и материалов ПКЗ. Решая задачу перебора различных вариантов функционирования элемен-тов системы ПКЗ, можно определять первоочередные объекты для проведения капитального ремонта.

Основными элементами системы ПКЗ являются СКЗ, изоляционные покрытия (ИП) и анодные заземления (АЗ). В процессе работы СКЗ защитный ток, стекающий с АЗ, вызывает их растворение и увеличение сопротивления растекания тока АЗ. Кроме того, ухудшение сопротивления ИП требует постоянного повышения силы тока на выходе СКЗ, что в совокупности с растворением АЗ со временем приводит к достижению предельных режимов СКЗ по силе тока или напряжению и, соответственно, к невозможности обеспечения защитных потенциалов на газопроводе. Поэтому остаточным ресурсом для АЗ необходимо считать срок до наступления предельных режимов работы СКЗ по силе тока, напряжению или мощности, так как это приведет к невозможности выполнения основной функции системы электрохимической защиты (ЭХЗ) от коррозии, а именно поддержания защитной разности потенциалов на защищаемом участке трубопровода.

С точки зрения капитальных и эксплуатационных затрат АЗ в системе ЭХЗ является самым дорогостоящим элементом, а на промышленных площадках ремонт АЗ будет сопровождаться восстановлением благоустройства и проездов, что приводит к значительному удорожанию. Следовательно, определение остаточного ресурса и аргументированных сроков проведения капитального ремонта данного элемента является необходимой задачей.

Выбор АЗ, которые необходимо вывести в капитальный ремонт, – комплексная задача, при решении которой также необходимо учитывать количество выделенных на ремонт средств [5].

Сопротивление растеканию АЗ определяется в результате периодических замеров и при диагностических обследованиях. На сегодняшний день рекомендуемый критерий вывода в капитальный ремонт АЗ по значению сопротивления растеканию тока в зависимости от удельного сопротивления грунта из методических указаний ОАО «Оргэнергогаз» по диагностическому обследованию газопроводов приведен в таблице.

Данный критерий в ряде случаев не является обоснованным. Например, при хорошем состоянии ИП для поддержания защитного потенциала на объекте требуются небольшие значения силы катодного тока. Превышение значений сопротивления растеканию в данном случае ведет к необходимости повышения напряжения на выходе СКЗ и не сказывается на защищенности.

Основными параметрами, определяющими остаточный ресурс АЗ, выступают: остаточная масса АЗ; скорость анодного растворения; требуемая средняя сила тока за период; площадь поверхности АЗ; удельное сопротивление грунта. В свою очередь, главными ограничительными критериями при определении остаточного ресурса АЗ являются запасы по току и напряжению СКЗ, при которых обеспечиваются требуемые показатели защищенности и скорости коррозии.

ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

Для проверки справедливости критерия вывода в ремонт АЗ согласно документации ОАО «Оргэнергогаз» была проведена работа по моделированию изменения характеристик АЗ во времени на объекте магистрального транспорта газа.

Приняты следующие основные параметры для формирования модели: диаметр трубопровода Dт = 1420 мм; начальное сопротивление изоляции Rиз0 = 300 000 Ом.м2; расчетный срок работы газопровода t = 60 лет; тип АЗ – подповерхностный; число анодов в группе N = 40 шт.; скорость растворения материала электродов АЗ – 0,3 кг/А.год; мощность СКЗ – 200, 1000 Вт; удельное электрическое сопротивление грунта гр = 150 Ом.м.

Расчет основных электрических характеристик газопровода и параметров оборудования ПКЗ и их изменения в течение срока эксплуатации газопровода был проведен согласно действующей нормативной документации (СТО Газпром 9.2-003–2009 [6]) с учетом изменения во времени переходного сопротивления трубопровода, изменения площади АЗ и сопротивления растекания току в процессе работы, а также изменения выходных параметров СКЗ при заданном уровне защитного потенциала (рис. 1). Для анализа критериев вывода в ремонт на полученные графики изменения параметров оборудования были нанесены ограничения, согласно которым АЗ должно быть отремонтировано (рис. 2) [7].

Анализ полученных графиков показывает, что использование критерия сопротивление растеканию АЗ не является обоснованным, так как в приведенном примере предельный срок по данному параметру наступает на 18-й год эксплуатации АЗ, при этом по другим параметрам критические значения наступают после 30 лет эксплуатации для СКЗ мощностью 200 Вт и после 50 лет – для СКЗ мощностью 1 кВт. Выходная сила тока СКЗ увеличивается из-за ухудшения свойств ИП. При этом численный показатель состояния сопротивления ИП не является однозначным критерием для проведения его капитального ремонта при возможности обеспечения защищенности существующей СКЗ. Кроме того, моделирование поддержания сопротивления растеканию тока АЗ в регламентируемых рамках согласно критерию ОАО «Оргэнергогаз», т. е. его периодического ремонта, показывает незначительное продление ресурса относительно критериев по предельным параметрам СКЗ.

Поддержание сопротивления растеканию АЗ приводит к уменьшению затрачиваемой выходной мощности СКЗ. При этом ощутимая разница в затрачиваемой мощности в случае ремонта АЗ и при работе СКЗ с запасом по току и напряжению для СКЗ мощностью 1 кВт видна только после 50 лет эксплуатации. При этом необходимо отметить, что стоимость работ по замене АЗ значительно превышает стоимость затрачиваемой электроэнергии. Следовательно, ресурс АЗ определяется до срока достижения предельного параметра по силе тока, напряжению или мощности СКЗ.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В результате анализа выделены критерии определения остаточного ресурса для основных элементов ПКЗ.

По мнению авторов, основными критериями определения остаточного ресурса АЗ могут служить: запас то току СКЗ для обеспечения требуемых показателей защищенности; количество силы тока, которое может стечь с АЗ при заданной скорости растворения материала (анодной стойкости); запас по напряжению или значение входного сопротивления СКЗ для достижения требуемого запаса по току СКЗ.

Основными критериями определения остаточного ресурса ИП трубопроводов могут служить: наличие неуправляемых процессов коррозии, при которых скорость коррозии не обеспечивает требуемый срок безопасной эксплуатации объекта или назначенного ресурса (например, подпленочная коррозия); запас по току системы ЭХЗ для обеспечения требуемых показателей защищенности.

Основным критерием определения остаточного ресурса СКЗ служит запас по току от номинального значения.

В качестве практического примера определения остаточного ресурса оборудования ПКЗ и обеспечения защищенности на участке действующего магистрального газопровода были проведены работы по его оценке на основе массива данных, поступающих с оборудования подсистем дистанционного коррозионного мониторинга (ПДКМ).

Объектом исследования был выбран магистральный газопровод «Саратов – Горький», участок «Починки – Нижний Новгород» протяженностью 55 км, на котором в 2014 г. было установлено оборудование ПДКМ производства ЗАО «Трубопроводные системы и технологии».

Для примера определения остаточного ресурса оборудования ПКЗ была выбрана СКЗ 107 км. Мощность СКЗ составляет 2 кВт при номинальной силе тока 42 А и напряжении 48 В. Далее в результате анализа массива полученных данных построены графики защищенности в точке дренажа, силы тока и напряжения СКЗ 107 км во времени (рис. 3), получены графики изменения входного сопротивления и мощности СКЗ (рис. 4).

Тренд изменения входного сопротивления СКЗ, направленный в сторону уменьшения, показывает, что скорость старения ИП превышает скорость увеличения сопротивления растеканию АЗ.

В результате анализа трендов с использованием математической модели распределения защитных потенциалов получены графики прогнозных предельных значений по силе тока и входного сопротивления СКЗ с учетом поддержания заданного минимального значения потенциала на трубопроводе (рис. 5).

Результатом анализа стало определение срока обеспечения защищенности с помощью текущего оборудования ПКЗ, который составил 16 лет, так как измерения проводились в 2016 г., а предельные значения по силе тока наступают раньше, чем предельные параметры по напряжению и мощности и расчетный срок их наступления (2032 г.).

ВЫВОДЫ

Сопротивление ИП влияет на требуемую для защиты выходную силу тока СКЗ. Сопротивление растеканию АЗ влияет на требуемую величину выходного напряжения СКЗ для обеспечения требуемого защитного тока. Следовательно, необходимо использовать критерии вывода в ремонт ИП и АЗ по защитному току, напряжению или мощности СКЗ. Величины сопротивлений ИП и сопротивления растеканию АЗ являются вторичными.

Для оптимизации затрат и определения срока проведения капитального ремонта АЗ необходимо: прогнозировать изменение во времени режимов работы СКЗ в зависимости от состояния ИП и АЗ; иметь математическую модель распределения защитных потенциалов на объекте транспорта газа, позволяющую определить оптимальные значения (режимы работы) СКЗ в штатном режиме и в случае отказа оборудования.

Критерий эффективности АЗ в зависимости от удельного сопротивления грунтаCriterion of the effectiveness of anodic earthing depending on the soil resistivity

Надежность и ресурс компрессорных станций (КС) в значительной степени определяются надежностью и ресурсом трубопроводов. Вибрация трубопроводов наряду с коррозией, дефектами сварных соединений и изменением механических свойств металла в процессе эксплуатации – фактор, определяющий их ресурс и надежность. Основная причина повышенной вибрации трубопроводов заключается в интенсивных узкополосных пульсациях перекачиваемого газа. Данная вибрация наблюдается в области низких частот и при возникновении резонанса может иметь значительную амплитуду, что не допускается нормативными документами ПАО «Газпром» [1], и может приводить к появлению усталостных трещин, разрушению и разгерметизации кранов, недопустимому шуму.

Низкочастотные пульсации могут зарождаться в тупиковом ответвлении (ТО) по механизму возбуждения четвертьволнового резонатора. Источником возбуждения могут служить крупномасштабные турбулентности, возникающие в потоке из-за наличия тройникового соединения.

АНАЛИЗ КЛАССИЧЕСКОЙ МЕТОДИКИ

На этапе проектирования КС выполняется анализ возбудимости одиночных ТО. Существующие методики, со ссылкой на рабо-ту [2], приводят условие, выполнение которого необходимо для возбуждения колебаний давления в ТО:

0,25 < < 0,5,                                  (1)

где F – частота колебаний, Гц; d – диаметр тупика, м; V – скорость газа, м/с. Принимая для собственной частоты ТО первую собственную частоту соответствующего четвертьволнового резонатора, получим следующую оценку скорости:

Vк1 < V < 2Vк1

при Vк1 = 2Fd = ,                          (2)

где Vк1 – оценка критической скорости, м/с; c – скорость звука, м/с; L – длина ТО, м.

Классическим можно считать и подход к определению условий возбуждения колебаний давления для группы ТО, расположенных на едином коллекторе. Применительно к КС подобная акустическая система может быть представлена на всасывающем или нагнетательном коллекторах. В качестве ТО в данном случае выступают фрагменты трубопроводной обвязки (ТПО) (например, блочно-модульной КС), ограниченные закрытыми кранами № 1–1 и № 2–1 неработающих технологических модулей (рис. 1).

Факторы, обеспечивающие устойчивость к возбуждению низкочастотных пульсаций в подобных системах, рассмотрены в [3, 4].

На первое место выходит фактор диссипативности подобной акустической системы. На основании того, что в настоящее время неизвестны случаи возбуждения одиночных коллекторных ТО, в [3] предполагается, что акустическая система устойчива к возбуждению автоколебаний, если ее диссипативность близка к диссипативности одиночного ТО. На практике это соответствует отношению шага вдоль коллектора между ТО к их длине в интервалах: 0,6–1,4; 2,8–3,2 и т.д., что не всегда можно реализовать в традиционных компактных обвязках.

В целом классический подход носит качественный характер, и рекомендации по обеспечению динамической устойчивости сводятся к изменению месторасположения кранов для увеличения критической скорости либо к внесению изменений в обвязку для удовлетворения требований к шагу между ТО.

Интерес представляет анализ динамической устойчивости обвязки с учетом ее акустических свойств в определенном диапазоне скоростей, что позволит выполнить количественный анализ и явно подтвердить опасность возникновения недопустимой пульсации давления в ТПО КС.

Поясним механизм возбуждения колебаний давления в ТО при протекании газа в коллекторе. При обтекании потоком жидкости или газа препятствий происходит формирование и срыв вихрей на частоте, определяемой по формуле:

Fсрыв = Sh ,                                   (3)

где V – скорость потока жидкости или газа, м/с; l – характерный размер препятствия, м; Sh – число Струхаля, зависящее от формы препятствия и характера обтекания. Для большинства препятствий и чисел Рейнольдса, которые могут реализоваться в трубопроводной системе, спектр чисел Струхаля находится в достаточно широком диапазоне. При протекании газа по коллектору мимо ТО подобным препятствием является тройник на входе в ТО. При этом характерный размер препятствия равен внутреннему диаметру ТО. Описанный выше срыв вихрей приводит к возникновению пульсации давления на частоте Fсрыв, распространяющейся вдоль ТО.

Очевидно, что совпадение частоты срыва вихрей с собственной частотой ТО может привести к газовому резонансу со значительной амплитудой пульсации давления. Поэтому на этапе проектирования выполняется проверка потенциальной возбудимости ТО, что составляет основную часть анализа на динамическую устойчивость технологических трубопроводов КС. Подставив расчетное значение первой собственной частоты ТО в формулу (3), можно получить уточненное условие (2):

,                         (4)

где и – верхняя и нижняя оценки числа Струхаля при обтекании конкретного препятствия соответственно.

Анализируя формулы (2) и (4), заметим, что «классические» формулы (1) и (2) построены, исходя из значений чисел Струхаля в диапазоне 0,25–0,5. Подобная оценка числа Струхаля приводит к достаточно широкому диапазону скоростей потока газа, опасных с точки зрения возможности возбуждения ТО, что затрудняет исследования.

Определим класс задач, соответствующих данному диапазону чисел Струхаля. В источнике [5] приводится оценка числа Струхаля, построенная в результате обработки экспериментальных данных:

(5)

где – отношение радиуса скруг-ления в тройнике к внутреннему диаметру ответвления; – отношение внутреннего диаметра ответвления тройника к внут-реннему диаметру магистрали; M – число Маха; Re – число Рейнольдса. Подобную формулу можно найти и в методических рекомендациях Энергетического института по предотвращению отказов в результате вибрационной усталости технологических трубопроводов [6].

Формула (5) с высокой точностью подтвердилась экспериментально при анализе причин вибрации надземного участка общецеховой линии рециркуляции на КС «Кореновская». Причиной повышенной вибрации стал резонанс, вызванный пульсацией давления большой амплитуды в ТО на участке байпаса. Сильная вибрация наблюдалась в достаточно узком диапазоне расходов через линию.

Формула (5) универсальна и применима для широкого диапазона скоростей. Для течений с Re > 16.106 с учетом диапазона скоростей течения газа, допускаемых нормативной документацией ПАО «Газпром» [7], формула (5) может быть существенно упрощена [5]:

Sh = 0,413()0,316 ± 13 %.           (6)

С учетом формулы (6) становится понятным класс препятствий, которым соответствуют числа Струхаля из «классического» диапазона 0,25–0,50 при допускаемых скоростях течения газа в обвязках КС. Поскольку число Струхаля определяется отношением диаметров магистральной линии и ТО, рассмотрим тройники, которые могут быть применены в технологических трубопроводах основного назначения. В диапазоне номинальных диаметров DN400 – DN1400 с учетом точности интерполяции ±13 % наибольшая оценка числа Струхаля, равная 0,47, соответствует равнопроходному тройнику. Наименьшая оценка числа Струхаля будет соответствовать тройнику 1400 × 400 мм и составляет 0,25.

Формула (2) описывает весь спектр типоразмеров тройников и является нечувствительной к фактической геометрии тройникового соединения. Диапазон скоростей, получаемый по формуле (2), не относится к конкретному тройнику (входу в ТО) и может использоваться только для грубых оценок. Кроме того, из формулы (2) можно заключить, что если для конкретного тупика скорость превышает 2Vк1, то возбуждение колебаний давления в ТО не происходит. При этом факт превыше-ния фактической скоростью значения 2Vк1 для конкретного тупика не является существенным.

Один из недостатков классического подхода к анализу динамической устойчивости состоит в отсутствии информации о физических параметрах возбуждения колебаний давления в ТО. Кроме того, ТО как любая колебательная система при попытке возбуждения может генерировать пульсации не только на своей собственной частоте, но и на частоте, отличной от собственной. Данная частота может оказаться опасной для акустической системы, имеющей разветвленную пространственную топологию, и привести к недопустимой пульсации давления большой амплитуды.

НОВОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

Предложим более универсальное условие, выполнение которого потенциально может привести к возбуждению колебаний давления в ТО. Известно, что срыв вихрей при протекании газа мимо ТО может происходить как на основной частоте, определяемой по формуле (3), так и на более высоких частотах, в соответствии с последовательностью чисел Струхаля {Sh; 2Sh; 3Sh; …}, где Sh определяется по формулам (5), (6).

Спектр собственных акустических частот ТО может быть определен по формуле:

Fак n = (2N – 1) ,           (7)

где N – номер формы колебаний, выбирается равным 1, 2, 3…; LE – эквивалентная длина ТО, м.

Потенциально возбуждение пульсации давления в ТО может произойти при совпадении одной из частот срыва вихрей с одной из собственных акустических ча-стот ТО. Но в соответствии с [5] можно заключить, что возбуждение пульсации давления потоком, вызывающим вихреобразование на частотах, соответствующих числам Струхаля {2Sh; 3Sh; …}, происходит с очень малой амплитудой. Опасность представляет возбуждение пульсации давления в ТО комплексом вихрей, соответствующих первому числу Струхаля.

Таким образом, окончательно условие возбуждения пульсации давления в ТО может быть записано в виде:

.                                        (8)

Отметим, что формула (8) определяет условие (скорость потока газа), при котором амплитуда пульсаций давления в ТО максимальна, но возбуждение пульсации давления происходит и при скоростях, отличающихся от критической Vк. Так, для равнопроходного тройника критическая скорость Vк будет близка к значению Vк1, но, как будет показано ниже, возбуждение пульсации в таком тройнике возможно и при скоростях, меньших Vк1. Можно показать, что для тройников отдельных типоразмеров возбуждение возможно и на скоростях, превышающих 2Vк1. Данные факты не укладываются в основные положения классического подхода.

Поведение ТО при возбуждении пульсации давления определяется его акустическими свойствами. Способ исследования акустических свойств системы, пульсации в которой возбуждаются комплексом срываемых в полость ТО вихрей, приводится в [5] и может быть реализован в программном комплексе ANSYS [8] с использованием акустических конечных элементов типа FLUID30 и FLUID130. В данном подходе воздействие вихря моделируется гипотетическим источником механических колебаний, расположенным в месте срыва вихря.

Исследуем акустические свойства одиночного ТО. Рассмотрим фрагмент ТПО КС, включающий участок коллектора DN1400 и трубопровод DN1000 ТПО технологического модуля (или ГПА), ограниченный закрытым краном № 1–1 (или № 1). Протяженность рассмат-риваемого ТО составляет 7,8 м. Для тройника 1400 × 1000: число Струхаля Sh = 0,37; первая собственная акустическая частота ТО Fак1 = 14,6 Гц. Критическая скорость вычисляется по формуле (8) и составляет Vк = 38,6 м/с. Конечно-элементная модель приведена на рис. 3.

В соответствии с [5] в точке А конечно-элементной модели (см. рис. 3) расположим источник механических колебаний, обладающий постоянным значением амплитуды виброскорости во всем рассматриваемом диапазоне частот срыва вихрей. Скорость потока газа связана с частотой срыва вихрей соотношением (3). Зафиксируем мощность источника вибрации и определим амплитуду пульсации давления в тупике и коллекторе в зависимости от скорости потока газа. Наличие источника вибрации в трубопроводе приводит к возникновению пульсации давления в ТО, которая может выходить из ТО и распространяться в коллекторе. Зафиксируем значения амплитуды пульсации давления в сече-нии № 1 ТО и в сечениях № 2, 3 коллектора (см. рис. 3).

Будем называть коэффициентом усиления пульсации в участке ТПО отношение максимальной амплитуды пульсации давления, возбуждаемой в рассматриваемом участке ТПО, к амплитуде пульсации давления, возбуждаемой в участке ТПО на малых частотах. При этом мощность источника возбуждения считается постоян-ной. Результаты расчета коэффициента усиления приведены на рис. 4.

Максимальная амплитуда пульсации давления в ТО достигается в сечении № 1. Поскольку концы коллектора открыты для распространения пульсации давления, то конкретное местоположение сечений № 2, 3 для определения амплитуды пульсации давления в коллекторе непринципиально. Таким образом, коэффициент усиления пульсации давления в ТО совпадает с коэффициентом усиления, рассчитанным для сечения № 1, а коэффициент усиления пульсации давления в коллекторе совпадает с коэффициентом усиления, рассчитанным для сечений № 2, 3.

Коэффициент усиления пульсации зависит от скорости потока газа в коллекторе. Так, для рассмотренной акустической системы вблизи критической скорости наблюдается резкое усиление амплитуды пульсации давления в ТО. В фиксированном диапазоне скоростей также может быть определен коэффициент усиления. В рассмотренной задаче в диапазоне скоростей от 0 до 2Vк коэффициент усиления пульсации составляет 3,84. В диапазоне скоростей от 0 до 20 м/с, допускаемом в трубопроводах КС при рабочем режиме по СТО Газпром 2-3.5-051–2006 [7], коэффициент усиления пульсации не превышает 1,38.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Отметим, что рассчитанный коэффициент усиления пульсации рассмотренного одиночного ТО является приемлемым и не приводит к возбуждению пульсации давления значительной амплитуды в реальных ТПО по причине их большой диссипативности.

Подобным образом исследуем свойства акустической системы, состоящей из двух одинаковых, расположенных рядом ТО (рис. 5). Отношение расстояния между ТО вдоль коллектора к длине ТО будем называть относительным шагом.

Построим график зависимости коэффициента усиления акустической системы, приведенной на рис. 5, состоящей из пары ТО, в диапазоне скоростей от 0 до 2Vк в зависимости от относительного шага. Зафиксируем относительный шаг (расстояние между ТО) и проведем анализ полученной системы. Для этого будем располагать источник возбуждения пульсации последовательно в каждом тройнике (по аналогии с расчетом одиночного ТО) и фиксировать рассчитанный коэффициент усиления пульсации в каждом из ТО. Подобный расчет будем выполнять во всем диапазоне скоростей от 0 до 2Vк и фиксировать коэффициент усиления в каждом ТО. Для фиксированного относительного шага определим максимальное значение коэффициента усиления пульсации в рассматриваемом диапазоне скоростей. Подобным образом определим максимальное значение коэффициента усиления пульсации в системе для всех рассматриваемых значений относительных шагов. Рассчитанный коэффициент усиления пульсации приведен на рис. 6.

Установлено, что акустическая система, приведенная на рис. 5, имеет значительный коэффи-циент усиления пульсации вблизи четных значений относительных шагов и низкий коэффициент усиления пульсации вблизи нечетных значений относительных шагов. В [3] приводятся оценки для безопасного диапазона относительных шагов в интервалах: 0,6–1,4; 2,8–3,2, при которых в системе, приведенной на рис. 5, не может возникнуть пульсация давления значительной амплитуды. Оценки, полученные в результате акустического расчета, хорошо согласуются с вышеприведенными интервалами и для конкретной акустической системы могут быть расширены. В частности, для вышеприведенной системы в качестве безопасного диапазона относительных шагов могут быть приняты интервалы: 0,5–1,7; 2,5–3,5; 4,6–5,4 и т. д.

Отметим, что решение рассмот-ренной задачи выполнено без учета диссипации энергии вследствие вязкости газа. При учете диссипации пиковые значения коэффициента усиления пульсации будут несколько уменьшены.

Дополнительно проведем подобный анализ для той же сис-темы (см. рис. 5) в диапазоне скоростей от 0 до 20 м/с, разрешенном в обвязках КС. Рассчитанный коэффициент усиления пульсации приведен на рис. 7.

В диапазоне скоростей до 20 м/с рассмотренная акустическая система обладает малым коэффициентом усиления пульсации в широком диапазоне относительных шагов.

Открытым остается вопрос о до-пускаемом значении коэффициента усиления пульсации в акустической системе, при котором пульсация давления не достигает значительных амплитуд. Подобная оценка со ссылкой на API 618–1995 [9] может быть найдена в [1]. Использование данной оценки представляется не совсем корректным, поскольку она приводится для стадии эксплуатации КС и разрабатывалась для ТПО с поршневыми компрессорами для целей проектирования буферных емкостей. Кроме того, для ее использования необходимо определить интенсивность срыва вихрей в достаточно широком диапазоне скоростей с последующим определением параметров вибрации эквивалентного источника механических колебаний в системе с частотно-зависимыми акустическими свойствами.

Также представляется целесо-образным ограничивать пульсации давления, исходя из ограничения механической вибрации, которая может быть вызвана данной пульсацией. Допустимые уровни механической вибрации могут быть найдены в [1]. Поскольку пульсации давления являются лишь одной из потенциальных причин механической вибрации стенки трубы, то прогнозирование на этапе проектирования эксплуатационных уровней вибрации ТПО является сложной вычислительной задачей.

Ограничение коэффициента усиления пульсации акустической системы, включающей в себя одинаковые ТО, предлагается проводить с учетом рекомендаций [3], в соответствии с которыми диссипативность системы достаточно высока и близка к диссипативности одиночного ТО. Данный подход может быть сформулирован в терминах коэффициентов усиления пульсации. Система устойчива к возбуждению в ней пульсации давления большой амплитуды, если ее коэффициент усиления пульсации в рабочем диапазоне скоростей не превышает коэффициента усиления пульсации одиночного ТО при возбуждении его потоком с критической скоростью Vк.

В качестве примера рассмотрим вышеприведенную акустическую систему (см. рис. 5). Коэффициент усиления пульсации одиночного ТО, рассмотренного выше, составляет 3,84. В диапазоне скоростей от 0 до 2Vк коэффициент усиления пульсации акустической системы близок к коэффициенту усиления пульсации одиночного ТО в очень узком диапазоне относительных шагов. Напротив, в диапазоне скоростей до 20 м/с коэффициент усиления пульсации данной акустической системы значительно меньше коэффициента усиления пульсации одиночного ТО для всего рассмотренного диапазона относительных шагов. Такая система может считаться устойчивой. Возбуждение пульсации давления большой амплитуды в данной системе невозможно в рассмотренном диапазоне скоростей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, для выполнения анализа потенциальной возможности возникновения недопустимой пульсации давления в ТПО КС предлагается использовать подход, связанный с комплексным исследованием акустических свойств трубопроводной системы и расчетом ее коэффициента усиления пульсации для всех возможных схем работы КС. Использование классического подхода, связанного с ограничением максимальной скорости потока газа и ограничением на разрешенные относительные шаги в обвязке, ставит серьезные и иногда непреодолимые препятствия при проектировании. Анализ динамической устойчивости с использованием предлагаемого подхода позволяет разрабатывать наиболее оптимальные компоновки ТПО КС и избегать избыточных технологических решений.

Процесс морозного пучения грунтов в основном связан с перераспределением влаги в грунте при его промерзании. При понижении температуры грунта ниже точки замерзания начинается кристаллизация воды и понижение ее термодинамического потенциала. Выведенная из равновесия влага в соответствии с постулатами неравновесной термодинамики движется в сторону пониженного термодинамического потенциала, т. е. в зону более низкой температуры, и там замерзает, увеличиваясь в объеме. Поэтому морозное пучение особенно опасно для трубопроводов с отрицательной температурой продукта, где трубопровод сам является источником холода. В подобных случаях для защиты от морозного пучения применяется метод повышения температуры грунта. До определенного предела достаточно применения теплоизоляции, которая повышает температуру поверхности трубопровода. Этот способ – один из наиболее дешевых и широко распространен в инженерной практике.

При существенно отрицательных температурах продукта кроме теплоизоляции необходимо применение дополнительных мероприятий по инженерной защите. Среди возможных способов повышения температуры грунта (прямой подогрев продукта, трубопровод-теплоспутник или греющий кабель) одним из наиболее рациональных представляется применение электрических греющих кабелей или скин-систем. Такие системы требуют минимального обслуживания и позволяют воздействовать на грунт локально, так как на не требующих обогрева участках используется обычный кабель. Высокая гибкость кабеля обеспечивает его хорошую приспособляемость к деформациям трубопровода. В целом такая система подходит для повышения температуры грунта вокруг трубопровода на участках прерывистого распространения многолетнемерзлых грунтов и будет смоделирована далее.

В настоящем исследовании были поставлены следующие задачи:

– разработать методику расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода на участках пучинистых грунтов;

– исследовать НДС трубопровода в зависимости от длины участка пучения;

– оптимизировать параметры электрического обогрева грунтов для защиты от морозного пучения.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Напряженно-деформированное состояние трубопровода должно находиться в границах допустимых значений в соответствии с СП 36.13330.2012 [1]. Определение напряжений в стенке трубопровода на участках пучинистых грунтов авторы разделили на следующие четыре этапа.

I этап. Адаптация модели тепло- и массопереноса. Поскольку распределение температуры, воды, солей и льда в момент начала эксплуатации трубопровода является в общем случае неизвестным, необходимо его найти. Это задача первого этапа. При этом корректируются входные параметры математической модели для соответствия фактически измеренным значениям. Температура грунта на глубине нулевых годовых амплитуд, как правило, адаптируется путем корректировки толщины снежного покрова. Снежный покров чувствителен к рельефу местности, и его толщина на открытых территориях севера Западной Сибири может снижаться до 50 % толщины снега в лесу.

Расчетная схема – классическая двумерная и соответствует приведенной в работе [2]: на поверхности грунта задаются конвективно-радиационный поток тепла [3–6], входящий поток воды от осадков и испарения [7–9] и нулевой поток соли; на остальных границах прямоугольного разреза грунтового массива задаются нулевые потоки тепла, воды и соли. Отличие от работы [2] состоит в том, что внутри расчетной области решается система из пяти дифференциальных уравнений тепло- и массопереноса относительно неизвестных величин T, w, i, s, ns. Уравнения математической модели позволяют учесть климат местности, динамически изменяющийся уровень грунтовых вод, миграцию воды и растворенной соли в зонах частичного и полного насыщения пор раствором, кристаллизацию льда с учетом метастабильных фазовых состояний. Система уравнений тепло- и массопереноса подробно описана в работе [10].

II этап. Расчет пространственного распределения относительной объемной деформации грунта от морозного пучения εV вокруг трубопровода. В расчетную схему этапа I добавляется трубопровод с температурой продукта Tpr, ºС, и прочими характеристиками (диа-метр, толщина стенки, толщина теплоизоляции и т.д.). В качестве начальных значений используются расчетные значения T, w, i, s, ns, определенные на этапе I.

Электрический обогрев грунтов влияет на температурный режим грунта вокруг трубопровода, поэтому он учитывается на данном этапе непосредственным добавлением в расчетную схему линейного источника тепла. К параметрам такого способа инженерной защиты относятся: погонная мощность кабеля qкаб, Вт/м, продолжительность его работы и расстояния от оси кабеля до оси трубопровода по вертикали и горизонтали.

Неизвестными являются погонная мощность и продолжительность работы, которые необходимо определить расчетным путем и оптимизировать для снижения энергозатрат.

Известными являются расстоя-ния от оси кабеля до оси трубопровода. По мнению авторов, оптимальными следует считать такие расстояния, при которых кабель находится в нижнем углу описанного вокруг трубопровода квадрата (рис. 1). Это расположение минимизирует рассеивание тепла благодаря максимальному сближению с трубопроводом, но в то же время оставляет кабель доступным для проведения ремонтных работ.

III этап. Расчет параметров силового взаимодействия трубопровода с пучинистым грунтом. Выполняется расчет НДС пучинистого грунта для двух случаев: незащемленный трубопровод и полностью защемленный трубопровод по схеме на рис. 1 (здесь: h0 – расстояние от поверхности земли до центральной оси трубо-провода, м; RППУ – радиус тру-бопровода по поверхности теп-лоизоляции; n.тр, n.тр – нормальные и касательные напряжения на поверхности трубопровода, Па; тр – вектор перемещений поверхности трубопровода, м; uy, uz – компоненты вектора перемещений точек грунта, м). В первом случае вычисляется величина максимальных вертикальных перемещений от морозного пучения Hmax, м, во втором случае – коэффициент постели грунта kfh, Н/м2, по формулам (1) – (2):

kfh = /Hmax                         (1)

   (2)

где – максимальные погонные усилия от морозного пучения при нулевых перемещениях трубопровода, Н/м; zx, zy – касательные напряжения вдоль оси z, Па; zz – нормальные напряжения вдоль оси z, Па; – единичный вектор нормали к поверхности трубопровода; интегрирование ведется по поверхности трубопровода dS бесконечно малой длины, м.

На этапе III используются значения относительной объемной деформации грунта от морозного пучения V, полученные на этапе II. Для расчета грунта использована классическая теория упругости, обоснование возможности применения которой приведено в работах [11, 12] и соответствует формулам ВСН 29–85 [13], которые показывают линейную зависимость между усилиями от морозного пучения и вертикальными перемещениями.

IV этап. Расчет НДС трубопровода выполняется по расчетной схеме на рис. 2 (здесь: qгр – отпор непучинистого грунта, Н/м; qfh - отпор грунта перемещениям трубопровода на участке пучения, Н/м; w – вертикальные перемещения трубопровода, м; N – продольное растягивающее усилие, Н; L – длина прилегающих участков непучинистого грунта, м; Lfh – длина участка пучения, м; My – изгибающий момент с помощью классического уравнения продольно-поперечного изгиба балки на упругом основании, Н.м.

На участке пучения для моделирования грунта используется выражение (3) и результаты расчета по формулам (1), (2) из этапа III.

qfh = kfh(Hmax - w)                      (3)

Отпор непучинистых грунтов, прилегающих к участку пучения, qгр рассчитывается по методике Айбиндера. Результатом IV этапа являются эквивалентные напряжения в стенке трубопровода.

В случае, если эквивалентные напряжения в трубопроводе не удовлетворяют условию прочности (4), выполняется изменение параметров инженерной защиты и пересчет этапов II–IV:

          (4)

где экв – эквивалентные напряжения по энергетической теории прочности, Па; – расчетное сопротивление металла стенки трубопровода, Па; , – нормативные временное сопротивление и предел текучести, Па; m – коэффициент условий работы; k1, k2 – коэффициенты надежности по материалу; kн – коэффициент надежности по ответственности.

Указанная последовательность действий представляет собой разработанную авторами методику расчета изменения НДС трубопровода на участках пучинистых грунтов.

Окончательным этапом выбора инженерной защиты служит экономическое обоснование путем сравнения с другими способами для конкретных вдольтрассовых условий.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Для численного исследования был выбран трубопровод с характеристиками, соответствующими магистральному конденсатопроводу «Ямбург – Уренгой», для которого морозное пучение – особенно актуальная проблема в связи с температурой продукта от 0 до –12 ºС на различных участках.

В качестве грунта выбран полностью водонасыщенный незасоленный суглинок с характеристиками, которые приведены в табл. 1 (здесь: sk – плотность скелета грунта, кг/м3; т.ч – плотность твердых частиц грунта, кг/м3; csk – изобарная теплоемкость скелета грунта, Дж.кг-1.К-1; fr, th – параметры релаксации при кристаллизации и плавлении льда, соответственно, Дж.с.м3.кг-2 [14]; – массовая концентрация соли в грунтовом растворе в естественном состоянии, д. ед.; P0 – коэффициент фильтрации, м/с; T0 – температура грунта на глубине нулевых годовых амплитуд, °С; Егр - модуль деформации грунта, Па; vгр - коэффициент поперечной деформации грунта).

Плотности скелета и твердых частиц грунта соответствуют сред-нестатистическому значению для суглинка в Западной Сибири [15]. Модуль деформации и коэффициент поперечной деформации выбраны в пределах ожидаемых значений одновременно талых и мерзлых грунтов Западной Сибири [15–17].

Значения коэффициента фильтрации P0 и параметров зависимости капиллярно-сорбционного потенциала от содержания воды , вз/ приняты соответствующими чрезмерно пучинистому суглинку в соответствии с численным моделированием, воспроизводящим методику ГОСТ 28622–2012 [18]. Результаты такого моделирования приведены в работе [10]. Прочие характеристики не требуют специальных обоснований.

Принятые в расчетах климатические условия района соответствуют метеостанции Уренгой. Принятые в расчетах физико-механические характеристики непучинистого грунта на участках трубопровода, прилегающих к пучинистому грунту, приведены в табл. 2 и соответствуют среднестатистическим глинистым грунтам [15] и обратной засыпке трубопровода местным грунтом согласно схеме строительно-монтажных работ (здесь: Езас, Еосн – модуль деформации грунта засыпки и основания, Па; зас, осн – коэффициент поперечной деформации грунта засыпки и основания, д. ед.; зас – коэффициент понижения модуля деформации грунта засыпки с нарушенной структурой по сравнению с грунтом основания, д. ед.; зас, осн – плотность грунта засыпки и основания, кг/м3; cзас, cосн – сцепление грунта засыпки и основания, Па; зас, осн – угол внутреннего трения грунта засыпки и основания, °).

Эксплуатационные характеристики трубопровода, принятые в расчете, приведены в табл. 3 (здесь: Dout – наружный диаметр трубопровода, м; Din – внутренний диаметр трубопровода, м; Est – модуль упругости стали, Па; st – коэффициент Пуассона стали, д. ед.; st – коэффициент температурного линейного удлинения стали, 1/°С; st – плотность стали, кг/м3; ППУ – коэффициент теплопроводности пенополиуретана (ППУ), Вт.м-1.К-1; ∆T – температурный перепад при эксплуатации, °С; Pin – внутреннее давление в трубопроводе, Па; prod – плотность перекачиваемого продукта, кг/м3).

Для этапа I начальные условия соответствовали талому полностью водонасыщенному незасоленному грунту с температурой T0. Для минимизации влияния начальных условий на результат адаптации ее продолжительность принята 60 лет.

Продолжительность расчета на втором этапе принята 15 лет, что достаточно для выхода температурного режима грунта вокруг трубопровода в состояние, близкое к стационарному. Дальнейшая последовательность действий не отличалась от описанной выше для каждого из четырех этапов.

РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДА БЕЗ ЭЛЕКТРООБОГРЕВА

В процессе адаптации тепловой модели на первом этапе было установлено, что при текущих исходных данных для поддержания постоянной температуры Т0 = 0,5 ºC толщина снежного покрова должна составлять 76 % от толщины снежного покрова в лесу, что соответствует границам допустимых значений.

По результатам решения задачи на этапах I–III с приведенными выше исходными данными получены значения максимальных вертикальных перемещений от морозного пучения Hmax и коэффициента постели грунта kfh для трубопровода в теплоизоляции из ППУ толщиной ППУ = 80 мм и без теплоизоляции (табл. 4). При этом в расчетной схеме отсутствовал греющий кабель. Данные из табл. 4 были использованы на этапе IV для расчета напряжений в стенке трубопровода.

На рис. 3а представлена зависимость максимальных эквивалентных напряжений в стенке трубопровода на всем моделируемом участке от длины участка пучения Lfh. Для зависимости характерно наличие экстремума максимальных напряжений при длине участка пучения около Lfh ≈ 3 м. Здесь дополнительные эквивалентные напряжения от изгиба до 2 раз больше, чем для длинных участков пучения Lfh > 25 м. Следовательно, одна из существенных опасностей морозного пучения заключается именно в практической невозможности обнаружить короткие участки пучинистого грунта (длиной 2–5 м), которые значительно более опасны, чем длинные (25 м и более), так как дополнительные эквивалентные напряжения от изгиба на них выше до 2 раз.

Невозможность обнаружения столь коротких участков связана в основном с частотой отбора образцов грунта при проведении инженерных изысканий, которая практически не бывает реже чем 1 раз в 50 м. В таких условиях особую значимость приобретает устройство систем мониторинга ПВП на эксплуатируемых трубопроводах, что также отмечается и в работах [19]. С другой стороны, установить границу участка пучения с точностью 2–5 м в реальных условиях практически невозможно. Поэтому для проектируемых трубопроводов рекомендуется устройство инженерной защиты с гарантированным запасом. Такой подход позволит исключить вероятность оставить без инженерной защиты на пучинистом грунте короткий участок трубопровода длиной 2–5 м.

На рис. 3б представлена зависимость максимальных эквивалентных напряжений в стенке трубопровода при длине участка пучения около Lfh = 3 м от температуры продукта для тепло-изолированного трубопровода и трубопровода без теплоизоляции. Из графика на рис. 3б следует, что теплоизоляция из ППУ толщиной ППУ = 80 мм (максимально доступная на рынке для данного диаметра) позволяет существенно понизить допустимую температуру перекачиваемого продукта приблизительно до –4,5 °С. При более низкой температуре необходимо применение дополнительных мероприятий по повышению температуры грунта для защиты от морозного пучения, которые рассмотрены далее.

ЗАВИСИМОСТЬ НАПРЯЖЕНИЙ В ТРУБОПРОВОДЕ ОТ МОЩНОСТИ ГРЕЮЩЕГО КАБЕЛЯ И ЗАДЕРЖКИ ВКЛЮЧЕНИЯ

В этом разделе представлены результаты расчетов по описанной методике с учетом греющего кабеля мощностью qкаб на этапе II. Из рис. 5 видно, что морозное пучение монотонно убывает при увеличении мощности кабеля. В расчетной схеме кабель был включен с постоянной мощностью в момент начала эксплуатации трубопровода. Длина участка пучения экв при расчете принята соответствующей экстремуму напряжений (см. рис. 3а), т. е. Lfh = 3 м.

Представленная на рис. 4 зависимость qкаб = f(Hmax) аппроксимирована методом наименьших квадратов в пределах qкаб [0; 1,619] Вт/м с погрешностью не более 0,01 %:

     (6)

Затем авторы выполнили расчет Hmax при использовании греющих кабелей мощностью 1,00 и 1,25 Вт/м, включенных позднее начала эксплуатации трубопровода с задержкой tз (рис. 5).

Анализ полученных результатов (см. рис. 5) показывает, что несмотря на снижение затраченной энергии на обогрев, при ненулевой задержке (tз > 0) между началом эксплуатации трубопровода и включением электрообогрева величина свободного морозного пучения Hmax может быть снижена. Рассчитанное по формуле (7) значение коэффициента экономии электроэнергии kэ показывает снижение затрат на обогрев на 37,9 % за 15 лет при использовании кабеля с погонной мощностью 1 Вт/м:

kэ = (q0 – qср)/q0.100 %           (7)

где kэ – коэффициент экономии электроэнергии, показывает, насколько снижается потребление электроэнергии при изменении режима обогрева по сравнению с постоянным обогревом при одинаковом значении Hmax, %; qср – усредненная мощность, рассчитываемая как отношение всей затраченной электрической энергии ко времени эксплуатации трубопровода, Вт/м.

Чтобы объяснить наблюдаемое повышение коэффициента экономии электроэнергии kэ рассмотрим рис. 6а и 6б. При нулевой задержке включения tз характер промерзания совпадает с показанным на рис. 6а: фронт промерзания движется медленно и располагается близко к поверхности трубопровода. Медленное движение фронта промерзания приводит к интенсивному сег-регационному льдовыделению за счет притока воды (красные стрелки), что было неоднократно подтверждено экспериментально [20]. В результате морозное пучение существенно влияет на трубопровод.

В случае задержки между запуском трубопровода и включением греющего кабеля продолжительностью tз > 0 сначала фронт промерзания быстро удаляется от поверхности и морозное пучение невелико. После включения обогрева (см. рис. 6б) при малой мощности кабеля движение фронта промерзания замедляется и морозное пучение усиливается, но непроницаемая ледяная перемычка блокирует приток воды непосредственно к трубопроводу, и влияние пучения становится существенно меньшим, что экономит электроэнергию.

При высокой мощности греющего кабеля начинается процесс оттаивания грунта и морозное пучение полностью прекращается. По прошествии значительного промежутка времени непроницаемая ледяная перемычка полностью оттаивает и характер морозного пучения становится аналогичным случаю отсутствия задержки включения (см. рис. 6а). При этом успевает пройти значительное количество времени, что и обусловливает экономию электроэнергии.

При понижении мощности греющего кабеля описанные эффекты становятся все более заметными, так как ледяная перемычка оттаивает медленнее или не оттаивает совсем. Доказательством тому служит расположение кривой qср на рис. 5. Для кабеля с погонной мощностью 1 Вт/м усредненная за 15 лет мощность qср меньше, чем для кабеля с погонной мощностью 1,25 Вт/м. Следовательно, при использовании электрического обогрева рекомендуется закладывать кабели с минимальной возможной мощностью.

ВЫВОДЫ

Разработана методика расчета нестационарного температурно-влажностного режима и НДС грунта и высотного положения трубопровода, позволяющая прогнозировать изменения НДС в стенке трубы и учитывать конструкцию инженерной защиты типа «электрический обогрев», климат местности, динамически изменяющийся уровень грунтовых вод, миграцию воды и растворенной соли в зонах частичного и полного насыщения пор раствором, кристаллизацию льда через фазу метастабильного состояния.

Короткие участки морозного пучения (для рассмотренного трубопровода имеют длину Lfh [2; 5] м) и приводят к значительно более сильным изгибам трубопровода, чем участки длиной более 25 м, что обусловливает повышенную опасность локального морозного пучения. В реальных условиях определение границы пучинистого грунта с точностью 2–5 м является трудозатратной задачей, поэтому геологический разрез строится интерполяционным методом. Для исключения влияния ошибки интерполяции геологического строения основания на надежность трубопроводной системы авторы рекомендуют устройство инженерной защиты от морозного пучения на проектируемых трубопроводах с гарантированным запасом, полностью перекрывая участок трубопровода между скважинами с непучинистым грунтом.

Разработан специальный технологический режим эксплуатации электрического греющего кабеля для инженерной защиты подземного трубопровода от морозного пучения, позволяющий сократить затраты электроэнергии. Особенность режима заключается в задержке между включением греющего кабеля и запуском трубопровода, обеспечивающей создание непроницаемой ледяной перемычки, которая блокирует приток влаги в зону пучения. Для моделированного трубопровода специальный режим позволяет сократить расход электроэнергии на величину до 37,9 % за 15 лет эксплуатации по сравнению с режимом постоянного обогрева.

Таблица 1. Теплопроводные, влагопроводные и физико-механические характеристики пучинистого грунтаTable 1. Heat-conducting, moisture-conducting, and physical-mechanical characteristics of heaving soil

Таблица 2. Принятые в расчетах грунтовые условия на прилегающих участках непучинистых грунтовTable 2. Accepted ground conditions for calculations in adjacent areas of nonfrost-heaving soils

Таблица 3. Принятые в расчете характеристики трубопроводаTable 3. Accepted pipeline characteristics

Таблица 4. Расчетные значения параметров силового взаимодействия трубопровода и пучинистого грунта, полученные по результатам решения задачи на этапах I–IIITable 4. Estimated values of the parameters of the power interaction of the pipeline and heaving soil, obtained from the results of solving the problem at I–III stages

Одним из ключевых факторов, влияющих на развитие энергетики, стало принятие Парижского соглашения по климату [1], которое формально является рамочным документом, так как не вводит никаких квот, налогов, и даже действия стран называются не обязательствами, а вкладами, причем определяемыми на национальном уровне. Вместе с тем данное соглашение стало в некотором роде «краеугольным камнем» – знаком о смене парадигмы развития цивилизации и начале низкоуглеродного тренда.

В соответствии с п. 35 решения 21-й Конференции сторон Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата [2] странам (в том числе станам – импортерам российского природного газа) предписано подготовить к 2020 г. стратегии долгосрочного развития с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г. [3]. В связи с этим и развитые, и развивающиеся страны, и страны с переходной экономикой сейчас предпринимают активные действия по трансформации своих энергетических моделей для снижения выбросов парниковых газов.

Несмотря на единые цели и стремления к «декарбонизированному» будущему, следует отметить имеющиеся различия в энергетических балансах стран, разные темпы перехода к низкоэмиссионной (низкоуглеродной) экономике, а также различия в энергетических стратегиях и технологических подходах. В ряде государств по-прежнему значительна доля угля в электро- и теплогенерации. Например, на долю трех стран – США, Индии, Китая – приходится 70 % мирового потребления и 64 % производства угля, что составляет половину глобальных выбросов парниковых газов, связанных с энергетикой (16 млрд т СО2) [4] (рис. 1).

СЦЕНАРИИ ПРИМЕНЕНИЯ ВИЭ

Сейчас на повестке дня ставится вопрос о том, как выполнить амбициозные задачи по значительному сокращению выбросов парниковых газов в мировом масштабе. В рамках дискуссий вырисовываются два ключевых решения: развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и (или) расширение использования природного газа. Причем энергетические стратегии некоторых стран предполагают развитие ВИЭ именно вкупе со значительной долей угля в энергогенерации – для компенсации огромных выбросов парниковых газов угольной энергетики. Так, США, Китай и Индия, крупнейшие потребители и производители угля в настоящее время, планируют развивать возобновляемую энергетику и обеспечить 2/3 мирового роста ВИЭ к 2022 г. [4].

Вместе с тем насколько сценарий «Уголь + ВИЭ» подходит для снижения объемов выбросов парниковых газов и достижения соответствующих национальных целей? В этой связи опыт европейских стран наиболее показателен (рис. 2). Германия уже сейчас активно развивает ВИЭ, но в условиях использования угля при генерации электрической энергии на уровне 50 % [5]. При этом выбросы парниковых газов в Германии за последнее десятилетие существенно не снизились, несмотря на рост установленной мощности и субсидирование ВИЭ на национальном уровне. Таким образом, с точки зрения сокращения выбросов парниковых газов стратегию «Уголь + ВИЭ» вряд ли можно считать целесообразной.

Стратегия полной электрификации экономики на основе ВИЭ – «ВИЭ 100 %» – имеет две основные концептуальные преграды. Во-первых, в настоящее время климат меняется. Можно спорить о причинах, но наблюдается определенный тренд. При переходе на «ВИЭ 100 %» энергетика и экономика в целом станут зависимыми от природных явлений (в том числе опасных), обусловленных климатическими изменениями. Тем самым предлагается строить фундамент будущей энергетической модели на зыбком и неустойчивом месте, создавать угрозу энергетической безопасности. Такому риску не может быть оправдания.

Во-вторых, необходимо понимать, что важнейшим и единственным ВИЭ в масштабе планеты является энергия солнечного излучения, поступающего на Землю. Все остальные возобновляемые энергетические ресурсы (энергия ветра, биомассы и др.) – производные лишь незначительной части солнечной энергии, достигшей поверхности Земли. Следовательно, эти виды ВИЭ в разы, а то и на порядки уступают по своему потенциалу солнечной энергии. Но даже такому крупнейшему энергоисточнику, как Солнце, уже не решить проблемы растущей мировой потребности в энергии. С учетом поглощения атмосферой Земли, сезонной (времена года) и суточной неравномерности потока солнечного излучения для площади 1 км2 максимально возможная мощность составит всего 90 МВт (соответствует типовой районной электростанции) [6]. Проведенные исследования доказали, что при существующем уровне потребления энергии в развитых странах за счет ВИЭ на Земле может существовать всего 500 млн человек [6].

Кроме того, полная электрификация экономики на основе ВИЭ требует создания значительных мощностей по производству, накоплению и передаче электро-энергии, соответствующих масштабных финансовых затрат, изрядного потребления ценных материалов и редкоземельных элементов. Например, полная электрификация в Германии потребует создания систем хранения энергии с общим объемом около 35 ТВт.ч, что означает увеличение текущего объема более чем в 800 раз [7]. По оценкам Всемирного банка, спрос на минералы, необходимые для производства солнечных панелей, включая медь, железо, свинец, молибден, никель и цинк, может вырасти до 300 % к 2050 г., если государства будут держать курс на выполнение обязательств в рамках Парижского соглашения. Аналогичным образом прогнозируется беспрецедентный рост спроса на такое сырье, как кобальт, литий и редкоземельные металлы, которые играют стратегическую роль в производстве ветровых турбин и электрических автомобилей, а также создании энергохранилищ [8].

Зачастую замалчиваются и серьезные экологические проблемы ВИЭ. С солнечной генерацией и системами аккумулирования электроэнергии связаны вопросы безопасности применяемых токсичных веществ (получение кремния и арсенидов – опасные химические производства). В случае гелиотермоэлектростанций сильно повышается температура окружающего воздуха. Например, температура коллекторов (>300 тыс. зеркал) крупнейшей электростанции Ivanpah в пустыне Мохаве достигает 540 °С, что приводит к сильному прогреванию окружающего воздуха и гибели пролетающих птиц [6]. В случае масштабного использования вет-роэнергетики возникает необходимость резкого увеличения производства алюминия и стеклопластика – весьма грязных производств [6]. Излучаемый ветровыми турбинами низкочастотный шум вызывает дезориентацию животных и насекомых, их гибель. Ветрогенераторы являются также источниками радиопомех, так как частота вращения лопастей близка к частоте синхронизации сигналов телевидения и радио [6], что несет угрозу населению и национальной безопасности.

В истории человеческой цивилизации уже были примеры глобальных стратегических ошибок, в том числе связанных с энергетикой. Можно вспомнить эйфорию от разработки и использования фторхлоруглеводородов в холодильниках, что привело к разрушению озонового слоя планеты. К ошибочным технологическим приоритетам можно отнести использование свинца в бензине, которое способствовало бурному развитию автомобильной промышленности, с одной стороны, и токсическому воздействию опасного химического вещества на организм человека, спровоцировав сотни тысяч смертей, с другой. Дихлордифенилтрихлорэтан, более известный под аббревиатурой ДДТ, в свое время казался спасением человечества от вредителей, малярии и др., а теперь признан виновником множества болезней, деградации экосистем, который повсеместно запрещен. Ошибки прошлого забывать нельзя.

Изменение климата в общест-венном сознании – это глобальное потепление из-за деятельности человека. Говорят, что климатический скептицизм искоренили, и сейчас не прислушиваются к мнению многих неангажированных ученых о цикличности климатических изменений и возможном малом ледниковом периоде в ближайшие 10–15 лет. Но представим, что они правы, тогда печальный исход для мировой энергетики, основанной полностью на ВИЭ, очевиден.

Так должны ли энергетические стратегии сводиться к единственному решению – возобновляемой энергетике, которое может оказаться ошибочным? Данный вопрос особенно актуален в свете подготовки стратегий долгосрочного развития с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г.

СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ В ЕС

17 июля 2018 г. Европейская комиссия начала публичные консультации по созданию «Стратегии по долгосрочному снижению выбросов парниковых газов в ЕС до 2050 г.» [9]. По словам комиссара по вопросам изменения климата и энергетики М.А. Каньете, это будет не просто прогноз, а программа действий, включая меры по привлечению инвестиций и формированию рынка труда. Документ не будет являться законопроектом, но установит контрольные (реперные) точки развития энергосистемы ЕС. Официальное утверждение в документе предварительно намеченных целей по сокращению выбросов СО2 к 2050 г. на 80–95 % с учетом рассмотрения варианта по 100%-ному снижению нетто выбросов парниковых газов будет означать, что власти ЕС не видят места для ископаемых видов топлив в будущей энергосистеме Евросоюза [10]. Предполагается, что газовая отрасль приложит серьезные усилия по «декарбонизации» своего продукта для сохранения его доли в энергобалансе ЕС.

В сложившихся условиях появилась хорошая возможность продемонстрировать скрытый потенциал природного газа – экологически и климатически безопасного энергоресурса природного происхождения, а также дополнительные преимущества его энергетического и химического использования.

Анализ основных направлений европейской энергетики (тепло- и электрогенерации, конечного потребления энергии в промышленности и транспорте) позволил определить ключевые статьи для возможного сокращения европейских выбросов парниковых газов. Экспертная оценка выполнена на основании данных по удельным выбросам СО2 при использовании различных видов топлива [11], «углеродному следу» различных видов моторных топлив [12], выбросам парниковых газов ЕС [13], результатов испытаний двухконтурной горелки камеры сгорания газотурбинного двигателя с различным составом метано-водородных смесей [14, 15] (рис. 3).

Замещение угля природным газом в энергогенерации и нефтяных моторных топлив в транспортном секторе обеспечит быстрое снижение европейских выбросов парниковых газов на 13–18 % от современного уровня (или на 35–39 % от уровня 1990 г.).

МЕТАНО-ВОДОРОДНОЕ ТОПЛИВО

Постепенный переход на новый низкоэмиссионный продукт – метано-водородное топливо в дальнейшем позволит сократить выбросы на 25–35 % (на 45–51 % от уровня 1990 г.) и тем самым выполнить заявленные на 2030 г. климатические цели ЕС. Для этого не понадобится кардинально менять инфраструктуру ни у продавцов, ни у покупателей природного газа. Европейские стандарты (EN ISO 6974, DIN EN 16723, DVGW G262) допускают концентрацию водорода в природном газе на уровне 0,5–10 % об. Существующие в настоящее время тестирования и испытания газового оборудования подтверждают возможность расширения этого диапазона [16, 17]. Так, исследование, проведенное Университетом Суонси (Великобритания), показало, что почти треть природного газа, снабжающего британские жилые дома и предприятия, может быть заменена водородом, не требуя каких-либо изменений в конструкции газовых котлов. Потенциал сокращения выбросов парниковых газов при этом составил 18 %. Метано-водородное топливо уже сейчас используется в некоторых частях Германии, Нидерландов, Италии под разными названиями: МВС, hythane, hydromethane, MHY, MHM. Планируется его использование и в некоторых префектурах Японии.

Переход в перспективе на водород, получаемый из природного газа с помощью новых полностью безуглеродных (без выбросов СО2) технологий, позволит обеспечить выполнение амбициозных задач ЕС по сокращению выбросов парниковых газов до 2050 г. Технологии пиролиза, крекинга метана представляются экономически более привлекательными в сравнении с политически лоббируемым в Европе электролизом воды. Необходимый технологический задел в этом направлении существует: действующие в США и Канаде установки промышленного производства «черного углерода» (водород является побочным продуктом), европейские разработки по линии крекинга метана, российские исследования конверсии природного газа в неравновесной низкотемпературной плазме.

Газовая отрасль уже прилагает усилия для развития водородной энергетики в ЕС. По информации Водородного научно-исследовательского центра (Hydrogen Analysis Resource Center), суммарная установленная мощность установок по производству водорода в Европе составляет 1,8 млн Нм3/ч. В основном это установки по производству водорода из природного газа (>65 %), причем доля электролизных установок составляет <1 %.

ВЫВОДЫ

Таким образом, при формировании стратегии долгосрочного развития с низким уровнем выбросов парниковых газов руководству ЕС, в первую очередь, важно признать ту ключевую роль, которую играет природный газ для европейской энергетики, благополучия населения, устойчивого развития городов, решения проблемы энергетической бедности. Возможности природного газа не должны быть ограничены. Иначе в случае неиспользования имеющихся газовых мощностей и инфраструктуры инвесторы уйдут из отрасли, и в нужный момент необходимого переключения на газ может не произойти. Во-вторых, необходимо осознать потенциал метано-водородного топлива, которое способно запустить эффективный механизм снижения европейских выбросов. В-третьих, нужно способствовать разработке и внедрению технологий производства водорода из природного газа (без выбросов СО2) в соответствии с базовым принципом экономики на основе честной конкуренции. В-четвертых, следует руководствоваться принципом технологической нейтральности, например в части сертификации происхождения водорода [18].

Данные положения в развернутом виде оформлены в виде предложений (комментария) ПАО «Газпром» к «Стратегии по долгосрочному снижению выбросов парниковых газов в ЕС до 2050 г.» и размещены на сайте Европейской комиссии.

Забота о климате, снижение выбросов парниковых газов и «углеродного следа» продукции – залог возможного благополучия будущих поколений. Забота о качестве атмосферного воздуха, снижение выбросов загрязняющих веществ и «токсичного следа» продукции – это залог здоровья и благополучия нынешнего поколения, без которого не будет будущих поколений. С учетом совокупных преимуществ в энергетической рентабельности, технологической доступности, рациональном использовании земельных ресурсов, минимальном воздействии на экосистемы, наименьшем потреблении материалов и ценных химических элементов природный газ и его производные (метано-водородное топливо, водород) – одни из немногих источников, способных обеспечить человечеству благосостояние в настоящем и будущем.

Переход на крупномасштабные технологии производства водорода из воды потребует значительных затрат на доработку самих технологий, чтобы сделать их конкурентоспособными, а также развития рынка водородного топлива и обеспечивающей этот рынок инфраструктуры. В ближайшей перспективе основным производственным процессом получения водорода в промышленных масштабах останется конверсия природного газа. По мере роста затрат на добычу и доставку газа с отдаленных промыслов все большее значение начинают приобретать технологии, сокращающие расход газа, сжигаемого как топливо, не только в энергетике, но и в других отраслях.

С этой точки зрения в перспективе появятся экономические стимулы для создания комбинированных технологий, в которых значительная часть энергетических процессов будет переводиться с углеводородного топлива на новые, более эффективные и безопасные для окружающей среды энергоисточники и в первую очередь для крупнотоннажных производств и большой энергетики – на высокотемпературные ядерные реакторы следующего поколения.

Ведущей разработкой высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов для различного применения стал проект модульного реакторного блока ГТ-МГР, созданный совместными усилиями компаний из России, США, Японии [1].

На базе этого проекта по заказу Концерна «Росэнергоатом» выполнена концептуальная проектная проработка возможности привязки к реактору МГР производства водорода. В проекте с ядерной энергоустановкой МГР-Т в сочетании с процессом производства водорода паровой адиабатической конверсией метана (АКМ) примерно вдвое сокращается расход природного газа и около половины водорода производится из воды.

Принципиальные особенности технологии АКМ в привязке к высокотемпературному газоохлаждаемому ядерному реактору (ВТГР) обеспечивают бескислородное производство водорода при относительно невысоких капитальных затратах. На базе ядерно-водородного комплекса из 4-модульных ВТГР МГР-Т единичной мощности 600 МВт может быть создано производство примерно 0,5 млн т водорода с одновременной выработкой около 5 ТВт.ч электроэнергии в год.

Россия, имеющая опыт реализации важнейших для страны и ее безопасности проектов, должна в международной кооперации занять достойное место по развитию водородной энергетики, что потребует организации совместных скоординированных усилий институтов, конструкторских бюро и промышленных предприятий по реализации наиболее эффективных технологических решений. Это приведет к становлению нового динамичного бизнес-сектора, основанного на высоких технологиях преобразования и хранения энергии с помощью водородного энергоносителя. Такой подход полностью соответствует намеченной стратегии изменения энергетического базиса и повышения глобальной энергетической безопасности.

В частности, в Росатоме уже имеются наработки смежных проектов. Их продвижением займется «АЭС – Центры продвижения без-углеродной энергии». Производство товарного водорода может быть локализовано на базе существующих и строящихся российских АЭС вблизи западной границы РФ. 16 водородных блоков суммарной мощностью до 130 тыс. т/год смогут обеспечить к 2025 г. до 4 % европейского рынка товарного водорода [2, 3]. Водород может поставляться в Европу автомобильным, железнодорожным и морским транспортом.

Пример развития водородной инфраструктуры дает немецкая Linde, имеющая возможность открывать до 50 водородных заправок в год, кроме того, на этом рынке с 1993 г. присутствуют французский Air Liquide и американский Air Products, а также японская компания JX (производитель распределенных систем электролиза Proton), канадский Hydrogenics, предлагающий комплексные заправки производительностью 20–130 кг водорода в день.

ПРИМЕНЕНИЕ ВОДОРОДНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

В настоящее время крупнотоннажное производство водорода и водородосодержащих продуктов осуществляется в основном паровой конверсией природного газа – метана. Данная технология получения водорода в ближайшем будущем останет-ся основной. Водород не является биржевым товаром, и говорить о его мировых ценах пока нельзя, поскольку цены при поставках являются контрактными и зависят от многих условий, в том числе от требуемой чистоты водорода. Диапазон цен на водород варьируется от 750 долл/т на отдельных заводах в России до 3000 долл/т у ряда потребителей в Западной Европе и США.

По различным прогнозам, в XXI в. ожидается резкий рост спроса на водород в связи с увеличением глубины переработки нефти, развитием производства аммиака, метанола, облагороженного (например, из сланцев или битуминозных песков) и синтетического (в первую очередь из угля) жидкого топлива, процессов прямого получения качественного железа и др. Наибольший вклад в перспективный рост мирового спроса на водород следует ожидать от автотранспорта и систем рассредоточенного энергоснабжения, где водород выступает как экологически чистый энергоноситель, который можно накапливать и транспортировать, подобно природному газу.

Для различных сценариев развития мировой экономики и показателей ожидаемого уровня энергопотребления прогнозные оценки рыночного потенциала производства и потребления водорода изменяются от пренебрежимо малых объемов (в 1,5–2 раза превышающих нынешний уровень потребления этого продукта, равный примерно 6 ЭДж) до приоритетных стратегий водородной экономики с выходом потребления водорода на 300–400 ЭДж к 2100 г.

После 2050 г. в связи с возможным дефицитом углеводородов и ограничением прямого сжигания угля можно ожидать увеличе-ния производства водорода для газификации угля и производства синтетического жидкого топлива.

30 лет назад в ИАЭ имени И.В. Курчатова (сегодня – НИЦ «Курчатовский институт») была разработана технология АКМ в привязке к высокотемпературным источникам тепловой энергии с целью получения синтез-газа и водорода (рис. 1). Позднее Центр КОРТЭС совместно с ООО «Подземгазпром» (сегодня – ООО «Газпром геотехнологии») доработали процесс применительно к получению метано-водородной смеси (МВС).

Получение МВС происходит за счет реакции метана с водяным паром в двухстадийном процессе, организованном в едином адиабатическом реакторе, работающем под давлением до 4,0 МПа. Такая концепция позволила не только снизить затраты на получение МВС и водорода при использовании отечественных катализаторов [4], но и найти новые применения МВС в энергетике и газохимической промышлен-ности.

ПРОИЗВОДСТВО И ПРИМЕНЕНИЕ МВС В ГАЗОТУРБИННЫХ ДВИГАТЕЛЯХ

Основные параметры технологии применения МВС в газовых турбинах и характеристики таких комплексов во многом будут определяться результатами испытаний опытного комплекса производства паро-метано-водородного топлива с подачей смешанного топлива (паро-метано-водородное топливо + природный газ) в натурный отсек камеры сгорания газотурбинного привода НК-16СТ, которые проводятся на ПАО «Кузнецов» на объединенном экспериментальном комплексе, состоящем из трехгорелочного отсека камеры сгорания газотурбинного двигателя, соединенного с блоком по производству метано-водородного топлива. Цель проведения испытаний – перевод газовых турбин на режим сниженного выброса СО и оксидов азота. Требуемый расход МВС на один газотурбинный привод может быть получен в схеме с одним реактором АКМ. С этой целью производительность МВС должна быть выбрана минимально достаточной для решения задачи по снижению эмиссии газовой турбины, питаемой МВС. Потерь тепла в сколь-нибудь значимых объемах на установке нет.

Испытания одиночной горелки с МВС и подачей пара в горел-ку на ПАО «Кузнецов» показали, что требуемое содержание пара в МВС для снижения эмиссии в камере сгорания должно составлять до 25 % об. За счет этого количества пара также наблюдается эффект снижения расхода топливного газа. Но основной прирост мощности двигателя (20–25 %) дают не водород и водяной пар, подаваемые в составе МВС в камеру сгорания, а перегретый водяной пар, подаваемый в свободную турбину. Облик такого двигателя в настоящее время находится в проектировании в СКБ ПАО «Кузнецов». Предполагается без изменения газогенератора двигателя НК-16 перейти на подачу МВС в смеси с природным газом в камеру сгорания и одновременно подавать на вход СТ перегретый водяной пар, производимый в утилизаторе на выходе из двигателя (схема «Тандем»).

Теоретически при использовании паро-метано-водородной смеси с давлением 3,0 МПа и температурой 586 °C можно было бы повысить эффективный КПД установки на 3,41 % абс. и снизить расход природного газа на 14,8 %. Из них 2,3 % – за счет реформинга природного газа, 4,4 % – за счет высокой температуры смеси, 8,1 % – за счет наличия в смеси пара.

Вместе с тем наиболее перспективной признана схема газотурбинной установки (ГТУ), использующей в качестве топлива «сухую» МВС (наличие пара в смеси ≤30 %) с одновременной подачей перегретого пара на вход свободной турбины, что приводит к росту мощности примерно на 40 %.

В технологии АКМ температуры нагрева парогазовой смеси не превышают 700 °C, что позволяет получать МВС с высоким содержанием водорода и водяного пара (рис. 3).

Содержание водорода в МВС может изменяться от 0 до 44–48 % как путем изменения температуры нагрева парогазовой смеси (рис. 3), так и за счет разбавления товарной МВС природным газом.

Роль водородной компоненты в метано-водородном топливе – снять ограничения на состав топливно-воздушной смеси и повысить устойчивость горения «сверхбедных» смесей. Повышенное содержание водорода (до 40–44 %) в метано-водородном топливе позволяет снизить «углеродный след» топлива и уменьшить выбросы углекислого газа и других парниковых газов.

Утилизация теплоты уходящих газов является одним из основных направлений повышения эффективности ГТУ, в настоящее время активно проводятся работы в этом направлении. Созданные когенерационные и парогазовые установки позволяют существенно повысить эффективность использования энергии топлива. Разработаны и поставляются уникальные контактные газопаротурбинные установки «Водолей» с генерацией воды в цикле. Дальнейшее совершенствование ГТУ ведется в направлении повышения степени утилизации теплоты уходящих газов. В этой связи наиболее перспективно эффективное использование технологий термохимической регенерации теплоты, которые позволяют получить метано-водородное топ-ливо, обладающее рядом пре-имуществ. Интеграция технологий «Водолей» и низкотемпературной паровой конверсии метана позволит создать ГТУ нового типа с высокими энергетическими и экологическими показателями (технология «Тандем») с учетом опыта использования водородосодержащих газов в качестве топлива ГТУ (рис. 4). В частности, с июля 2005 г. на Мозырьском НПЗ эксплуатируется когенерационная газотурбинная электростанция ГТЭ-15, использующая в качестве топлива газ с содержанием водорода до 26 % об.

Возможный парк ГТУ, подлежащих переводу на МВС, достаточно масштабный: с начала серийного выпуска в 1982 г. только ГПА одного типа (НК-16) выпущено более 1100 ед., в которых могут быть существенно повышены результирующие характеристики за счет перехода на МВС. Суммарная наработка парка двигателей НК-16 составляет >50 млн ч [5].

Проведенные в ПАО «Кузнецов» испытания горелки камеры сгорания на различных режимах с разным составом метано-водородного топлива показали, что применение МВС позволит существенно улучшить эмиссионные показатели ГТУ с выходом при высоких рабочих значениях на низкие значения NOx (до 10–12 мг/м3) с одновременным резким снижением выбросов СО (до 4–8 мг/м3) (табл. 1).

Наличие водорода в основном контуре горелки существенно (приблизительно в 2 раза) расширяет диапазон устойчивой работы по скорости воздуха в горелке, а также по применению газа с относительно высоким содержанием водяного пара.

Повышение температуры смеси всегда приводит к увеличению скорости протекания химических реакций и росту нормальной скорости пламени. Предельные концентрации всех водородосодержащих смесей при увеличении начальной температуры изменяются так, что область горючести расширяется. Нижний концентрационный предел снижается, а верхний растет.

Критический диаметр уменьшается с ростом скорости горения смеси и с увеличением давления. Критический диаметр трубки и критический зазор однозначно связаны с величиной минимальной энергии зажигания. Эти факторы должны учитываться при разработке устройств сжигания МВС.

Увеличение интенсивности турбулентности приводит к ускорению перемешивания продуктов сгорания с исходной смесью и росту турбулентной скорости выгорания. Заметного влияния начального давления на турбулентную скорость выгорания для всех водородосодержащих смесей не обнаружено.

ПРОМЫШЛЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ, ОСНОВАННЫЕ НА МВС

В процессе АКМ состав исходного сырьевого газа нормализуется с преобразованием высших гомологов метана в водород. Это позволяет рассматривать процесс получения МВС как эффективное средство диверсификации газовой отрасли с получением альтернативного газового топлива нормализованного состава из различного сырья, в том числе газового конденсата, попутных газов, газов коксохимии, сланцевого газа и других источников газа с ненормализованным составом.

Более того, состав МВС с высоким содержанием водорода позволяет применять ее как эффективное топливо для установок прямого электрохимического получения энергии в высокотемпературных твердооксидных топливных элементах (ТОТЭ, SOFC) с КПД до 60 % в режиме электрогенерации и КПД до 80 % в режиме когенерации тепла и электроэнергии. Такая технология создает переход к дальнейшим секторам так называемой водородной экономики, в том числе автотранспорту с практически нулевыми выбросами.

В ряде стран (Франция, Канада, Швеция, Индия, Австралия и др.) МВС успешно применяется на автотранспорте с двигателями внутреннего сгорания. На о-ве Аме-ланд (Нидерланды) в период 2007–2011 гг. проходил важный масштабный эксперимент с подачей потребителям ЖКХ метано-водородного топлива с содержанием водорода до 20 %, которое не вызвало каких-либо отклонений от принятых регулирующих норм по природному газу.

Метано-водородное топливо может быть преобразовано в дальнейшем в синтез-газ для применения в процессах газохимии, либо из него может быть выделен водород как целевой продукт для различных отраслей с помощью методов короткоцикловой адсорбции или мембранных крупнотоннажных технологий, освоенных в мировой практике.

Такие широкие возможности применения МВС как альтернативного газового топлива, состоящего из метана и водорода, позволяют рассматривать эти технологии как отдельную технологическую платформу цент-рализованного производства газового топлива не только для локальных и региональных сфер его применения, но и для поставок по отдельным энергетическим коридорам в транснациональные газотранспортные сети и создания запасов этого топлива в подземных газохранилищах.

Диоксид углерода в технологии АКМ легко извлекается при высоком давлении, поэтому можно ожидать также эффективную поддержку механизмов и технологий CCS (система секвестрирования углерода), инструментов ETS (системы торговли выбросами – эмиссией), в том числе в рамках дорожной карты долгосрочного развития Европейского союза до 2050 г. с низким уровнем выбросов парниковых газов.

ВЫВОДЫ

Природный газ является одним из ключевых энергоносителей в мировой глобальной энергетике XXI в., и с каждым годом его роль увеличивается за счет эксплуатационных особенностей газа.

В дальнейшей перспективе на смену природному газу должно прийти водородное топливо как самое эффективное и экологически чистое. В России разработана технология АКМ, производящая метано-водородное топливо с содержанием водорода до 48 %. Данная технология существенно упрощает промышленный процесс получения водорода, поскольку происходит при более низких температурах (до 680 °C).

Интеграция технологий утилизации теплоты уходящих газов и низкотемпературной АКМ позволяет создать ГТУ нового типа с высокими энергетическими и экологическими показателями (технология «Тандем»). Увеличение мощности ГТУ по сравнению с базовой ГТУ может составить до 70–80 %, снижение расхода топлива – до 35–40 % при одновременном резком снижении эмиссии NOx (в 4–8 раз).

Разработанная технология по производству МВС также позволяет:

– рассматривать процесс получения МВС как эффективное средство диверсификации газовой отрасли с получением альтернативного газового топлива нормализованного состава из различного сырья, в том числе газового конденсата, газов коксохимии, попутных газов, сланцевого газа и других источников газа с ненормализованным составом;

– применять МВС как эффективное топливо для установок прямого электрохимического получения энергии в высокотемпературных твердооксидных топливных элементах (ТОТЭ, SOFC) с КПД до 80 % в режиме когенерации тепла и электроэнергии;

– рассматривать эти технологии как отдельную технологическую платформу централизованного производства газового топлива не только для локальных и регио-нальных сфер его применения, но и для поставок по отдельным энергетическим коридорам в транснациональные газотранспортные сети и создания запасов этого топлива в подземных газохранилищах.

Результаты испытаний горелки ГТУ при работе на МВСTest results of the gas turbine burner when working on methane-hydrogen mixture

Получение водорода и метано-водородных смесей (МВС) из природного газа – перспективное направление диверсификации и повышения эффективности использования природного газа [1].

Известно, что для получения водорода из природного газа используются каталитический (паровая конверсия, пиролиз, адиабатическая конверсия метана (АКМ) и пр.) или плазмохимический методы. Наиболее распространенная технология получения водорода сегодня – паровая конверсия природного газа – метана (>80 %), и эта технология в ближайшем будущем останется основной [2, 3]. Вместе с тем паровая конверсия природного газа экономически эффективна только при крупномасштабном производстве водорода (100–3000 тыс. м3/сут), для нее характерна относительно низкая стоимость водорода (0,1–0,15 долл. США за 1 м3 водорода) [4]. В то же время при малотоннажном производстве водорода паровая конверсия природного газа не имеет коммерческой значимости.

Использование паровой конверсии целесообразно применять непосредственно на предприятиях с крупнотоннажным потреблением водорода, поскольку в настоящее время не решены проблемы, связанные с хранением и транспортировкой больших объемов водорода. Это значительно сужает круг потребителей водорода, получаемого паровой конверсией природного газа. Производство водорода в больших объемах с использованием паровой конверсии газа экологически небезопасно. При паровой конверсии около половины исходного газа расходуется на проведение эндотермического процесса, который требует большого потребления атмосферного кислорода. При сгорании газа в атмосфере кислорода происходит загрязнение окружающей среды продуктами сгорания (в основном CO2). Кроме производственных ограничений при конверсии природного газа с использованием паровой конверсии существуют и кинетические ограничения [5].

В этой связи серьезной альтернативой паровой конверсии выступает плазмохимический метод получения водорода из природного газа, который позволяет снять эти ограничения [6, 7]. Полученные в последнее время результаты исследований получения водорода плазмохимическим методом выявили следующие его основные преимущества по сравнению с каталитическим методом: экологическая чистота процесса; отсутствие необходимости технологического обслуживания катализатора; быстрый старт технологического процесса; возможность неограниченного количества циклов «пуск – остановка»; независимость парамет-ров и характеристик технологического процесса от состава газа. Плазмохимический метод получения водорода из природного газа экономически целесообразен при малотоннажном производстве водорода в районах со слаборазвитой инфраструктурой, с критической экологической обстановкой.

Вместе с тем следует отметить, что, несмотря на явное преимущество плазмохимического метода получения водорода из природного газа, этот метод еще не получил широкого промышленного использования. Сама технология получения водорода и образцы плазмохимических установок находятся в стадии разработок и исследований.

В настоящей работе представлены результаты экспериментальных исследований конвер-сии углеводородного газа в водород и углерод в неравновесной низкотемпературной плазме СВЧ-разряда атмосферного давления, приводится описание технологического процесса получения водорода из природного газа в плазме СВЧ-разряда.

СВЧ-ПЛАЗМОТРОН С АКТИВНОЙ СИСТЕМОЙ ИНИЦИИРОВАНИЯ СВЧ-РАЗРЯДА

Для реализации плазмохимической конверсии природного газа на водород и углерод разработан СВЧ-плазмотрон как источник неравновесной низкотемпературной плазмы. Схема СВЧ-плазмотрона представлена на рис. 1.

Конструктивно СВЧ-плазмотрон представляет собой волновод-но-коаксиальный переход, состоящий из прямоугольного волновода 1, коаксиальной линии 2 с полым внутренним проводником 3 и внешним проводником 4, образующим разрядную камеру. Герметизация волноводного тракта обеспечивается кварцевыми окнами 5. Настройка на оптимальный режим работы плазмотрона осуществляется короткозамыкателем 6.

Для инициирования и поддержания стабильного «горения» СВЧ-разряда в плазмотроне предусмотрен газовый разрядник, состоящий из полого высоковольтного электрода 7 и проводника 3. В разряднике рабочим газом является азот. Для разделения в плазмотроне газовых потоков (природного газа и азота) применена газонепроницаемая диэлектрическая перегородка 8. В проводнике 3, выше уровня диэлектрической перегородки 8, выполнена система радиальных отверстий 9 для выхода природного газа, а в конце высоковольтного электрода 7 – система радиальных отверстий 10 для выхода азота. Данная аксиальная система вспомогательного разряда обеспечивает стабильную работу плазмотрона в присутствии углеродного материала, являющегося хорошим поглощающим СВЧ-энергию материалом. Питание газового разрядника осуществляется от отдельного источника импульсного напряжения.

На основе СВЧ-плазмотрона соз-дана экспериментальная установка для получения водорода из природного газа. Структурная схема экспериментальной лабораторной установки представлена на рис. 2.

В состав установки входят: СВЧ-плазмотрон, газовая система, датчики давления газа, регуляторы расхода природного газа и азота, расходомеры газов, система фильтров, сборники водорода и углеродного материала, датчики довзрывоопасной концентрации водорода и метана в производственном помещении.

Внешний вид конструкции СВЧ-плазмотрона показан на рис. 3. Экспериментальная установка для получения водорода из природного газа работает следующим образом. На начальном этапе из объема СВЧ-плазмотрона удаляется атмосферный кислород продувкой азотом. Затем на электрод 7 от источника (на рис. 3 не показан) подаются импульсы высокого напряжения, под дейст-вием которых между электродом 7 и проводником 3 газового разрядника загорается вспомогательный разряд. Потоком азота, подаваемым по газопроводу в разрядный промежуток разрядника, плазма разряда выдувается внутрь разрядной камеры в виде плазменного факела. Концентрация этого плазменного образования оказывается достаточной для инициирования и поддержания в дальнейшем стабильного СВЧ-разряда. На следующем этапе в плазмотрон подается природный газ под атмосферным давлением. Одновременно в плазмотрон подается СВЧ-энергия от магнетронного генератора 11 (рис. 2), под действием которой в разрядной камере зажигается СВЧ-разряд атмосферного давления. В плазме СВЧ-разряда происходит плазмохимическая реакция разложения природного газа (метана) на водород и углерод: CH4 СТ + 2H2.

После зажигания СВЧ-разряда система вспомогательного разряда отключается.

В неравновесной низкотемпературной плазме электроны, разогретые СВЧ-электромагнитным полем до (10–15).103 К, избирательно передают энергию молекулам газа, переводя их в возбужденное состояние. За счет этого происходит распад молекул с образованием химических продуктов. Важным преимуществом плазмохимических процессов, осуществляемых в СВЧ-плазмотроне, является их объемный характер протекания. Кроме того, большие скорости химических реакций в газовой фазе обеспечивают высокую удельную производительность СВЧ-плазмотрона.

В плазмотроне для повышения степени конверсии природного газа – метана предусмотрена дополнительная подача чистого азота. Как показано в работе [8] при наличии некоторого количества азота в метане эффективность разложения углеводородного газа выше, нежели в отсутствии азота.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

В экспериментах по конверсии природного газа в водород и углерод использовался природный газ с содержанием метана 93–97 % об. В плазмотроне конверсия газа осуществлялась в СВЧ-разряде атмосферного давления при расходе газа от 0,05 до 1 м3/ч. При этом уровень СВЧ-мощности, вкладываемой в разряд, изменялся от 1 до 2 кВт. Степень конверсии метана определялась с использованием результатов хроматографического анализа газа на входе в плазмотрон и выходе из плазмотрона. Хроматография газа осуществлялась на хроматографе «Хроматэк-Кристалл 5000». Продукты плазмохимической реакции также анализировались с использованием рентгеновского дифрактометра XRD-6000, прибора для определения удельной поверхности Sorbi, растрового электронного микроскопа Philips SEM 515, газоанализатора водорода «ПЭМ-2М». Результаты хроматографического анализа состава газа представлены в табл. 1 и 2; в табл. 1 приведен компонентный состав природного газа до конверсии.

После прохождения через плазмотрон состав газа сильно изменился (табл. 2). Из сопоставления табл. 1 и 2 следует, что в плазме СВЧ-разряда происходит конверсия природного газа с выходом водорода. Получаемая в результате конверсии природного газа МВС может рассматриваться как продукт, относящийся к газомоторному топливу (метано-водородное топливо с содержанием водорода в газе от 20–50 % об.).

На рис. 4 представлены экспериментальные зависимости степени конверсии метана от уровней СВЧ-мощности, вводимой в разряд при различных расходах газа.

Как следует из приведенных зависимостей, степень конверсии изменяется обратно пропорционально расходу газа и возрастает при увеличении СВЧ-мощности, вводимой в разряд. Уменьшение степени конверсии метана с увеличением расхода газа объясняется ростом линейной скорости движения газа в области плазмы разряда и, следовательно, уменьшением времени контакта молекул газа с плазмой. Проведенные расчеты времени контакта метана с плазмой разряда в исследуемом плазмотроне показали, что для получения высокой степени конверсии метана (>20 %) время контакта должно быть не менее 0,1 с. На рис. 5 приведена расчетная зависимость степени конверсии метана в плазмотроне от времени контакта метана с плазмой.

Реализация высоких степеней конверсии метана при больших расходах газа связана с дальнейшей модернизацией СВЧ-плазмотрона, что и составляет основное направление дальнейших экспериментальных исследований.

На рис. 6 представлены экспериментальные зависимости удельного энерговклада в расчете на 1 молекулу от расхода газа. Из рис. 6 видно, что при расходе >0,4 м3/ч удельный энерговклад составляет около 5 эВ/мол. для разных уровней СВЧ-мощности, вводимой в разряд. Эта величина одного порядка с теоретически минимальной «энергетической ценой» конверсии метана, соответствующей 1 эВ/мол. Снижение энергетической эффективности процесса (высокие удельные энерговклады) при малых расходах газа предположительно можно объяснить расходом части энергии разряда на возбуждение молекул продуктов конверсии метана. Возможно, при малых расходах газа (до 0,4 м3/ч) используемые в экспериментах уровни СВЧ-мощности, вкладываемые в разряд, избыточны. Удельный энерговклад практически не зависит от расхода метана в области >0,4 м3/ч, что является дополнительным аргументом в пользу возможности повышения степени конверсии путем увеличения времени контакта метана с плазмой при его больших расходах.

Одним из важных параметров при разработке плазмохимической технологии и установок выступают энергозатраты на получение водорода. В табл. 3 приведены результаты энергозатрат на получение водорода в СВЧ-плазмотроне при различных расходах газа и СВЧ-мощности, вводимой в разряд. Средняя величина энергозатрат составляет 3,3 кВт.ч/м3 водорода и не превышает представленные в работе [7] энергозатраты (3,5–3,6 кВт.ч/м3 водорода).

Таким образом, полученные на СВЧ-плазмотроне низкие значения удельного энерговклада в конверсии метана и малые энергозатраты на получение водорода, а также принципиальная возможность в повышении степени конверсии метана делают привлекательным использование плазмы СВЧ-разряда для решения актуальной задачи получения водорода из природного газа.

Кроме водорода, при конверсии природного газа в плазме СВЧ-разряда образуется побочный продукт – углеродный материал с удельной поверхностью 150–500 м2/г, насыпной плотностью 8.10–3 – 2.10–2 г/см3. На рис. 7 представлены микрофотографии образца углеродного материала, полученные на электронном микроскопе.

Из рис. 7 видно, что полученный углеродный материал представляет собой ассоциаты «ватной» текстуры (см. рис. 7а), в которой видны неупорядоченные частицы, вероятно, аморфный углерод и нановолокна (см. рис. 7б). Средний диаметр волокон углерода составляет 100 нм, длина волокон >1 мкм. Размер частиц аморфного углерода 30–50 нм. Анализ фазового состава, проведенный на дифрактометре, показывает, что углеродный материал представляет собой смесь аморфного углерода и углеродных нанотрубок (УНТ), из которых формируются нановолокна. Исследования фазового состава, размеров областей когерентного рассеяния (ОКР) проводились с использованием базы данных PCPDFWIN, а также программы полнопрофильного анализа POWDER CELL 2.4 в Научно-образовательном центре «Физика и химия высокоэнергетических систем» Томского государственного университета. Фазовый состав и размеры ОКР углеродного материала представлены в табл. 4.

По составу полученного углеродного материала можно говорить о протекании двух процессов: 1) образование аморфного углерода, проходящего в зоне разряда, – гомогенная реакция; 2) образование УНТ в этой зоне за счет механизма осаждения малых углеродных фрагментов из газовой фазы на большие углеродные кластеры, не связанные с подложкой, например кольца [9].

Получаемый многокомпонентный наноструктурированный углеродный материал может найти применение при производстве новых композитных материалов, электропроводящих полимеров и покрытий [10, 11], например в производстве матрицы саморегулирующего кабеля. Как видно из рис. 8, изготовленный образец саморегулирующего кабеля с матрицей из полученного углеродного материала (образец ТПУ) по своим электрическим характеристикам не уступает образцам зарубежных компаний.

ОСНОВНЫЕ СТАДИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА И МВС

Технологическая схема производства водорода и МВС приведена на рис. 9. Для реализации данной технологической схемы предусмотрена комплектация оборудованием отечественного производства.

Природный газ из газотранспортной системы поступает в источник газа, в котором происходит снижение его давления до 6–12 атм. Затем газ через электрически управляемый клапан и регулятор расхода поступает в СВЧ-плазмотрон.

В данной технологической схеме источником электрической энергии, обеспечивающим электропитание всего оборудования, служит газопоршневая электростанция с подачей природного газа из источника газа.

Образовавшаяся после конверсии газа в СВЧ-плазмотроне МВС и углеродный материал за счет перепада давления между СВЧ-плазмотроном и «Уловителем наночастиц углерода» выносятся из СВЧ-плазмотрона и попадают в систему фильтров «Уловителя наночастиц углерода». Перепад давления обеспечивается вихревой воздуходувкой, установленной в узле уловителя. Система фильтров уловителя состоит из циклонов и рукавных фильтров. В узле уловителя происходит разделение углеродного материала и МВС. Углеродный материал собирается в бункере системы фильт-ров и через шлюзовую камеру с помощью шнекового механизма передается в систему сбора и упаковки углеродного материала, где на пресс-экструдере прессуется в гранулы и упаковывается в тару (герметичные мешки).

Очищенная от углеродного материала МВС из системы выделения водорода из МВС поступает на компрессор мембранной водородной установки, где осуществляется выделение водорода из МВС. Далее очищенный водород поступает на компрессор системы сбора водорода в баллоны. Здесь водород компримируется и закачивается в водородные баллоны. Очищенный от водорода газ подается на источник газа или на газопоршневую электростанцию.

Если технология будет нацелена только на получение МВС, то в рассматриваемой технологической схеме система выделения водорода из МВС исключается и очищенная от углеродного материала МВС поступает в систему получения метано-водородного топлива.

Предлагаемая технологическая схема может быть реализована в установках для производства водорода и МВС из природного газа в стационарном и мобильном вариантах, работающих в автономном режиме и в режиме питания от промышленной электрической сети.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Полученные результаты исследований показали практическую целесообразность использования плазмы СВЧ-разряда атмосферного давления для конверсии природного газа в водород и углеродный материал. Разработанный СВЧ-плазмотрон может оказаться эффективным средством не только для конверсии природного газа – метана, но и для ряда других углеводородов, в частности, входящих в состав попутного нефтяного газа.

Предоставлены результаты экспериментов по влиянию параметров плазмотрона (расход газа, СВЧ-мощность) на эффективность конверсии природного газа в водород и углерод. С использованием СВЧ-плазмотрона с активной системой инициирования разряда реализована технология получения водорода с конверсией метана до 70 %, с выходом водорода до 60 % об., с энергетическими затратами порядка 3,3 кВт.ч на 1 м3 водорода. Разработанная технология получения водорода из природного газа с использованием плазмы СВЧ-разряда экологически безопасна, позволяет получать как чистый водород, так и МВС (15–50 % об. водорода) для производства метано-водородного топлива.

Получаемый многокомпонентный наноструктурированный углеродный материал может также быть востребован в промышленности, например в производстве новых композитных материалов, электропроводящих полимеров.

Результаты проведенных исследований и технология получения водорода из углеродного газа могут быть использованы при создании мобильных малотоннажных установок, работающих как от промышленной электрической сети, так и в автономном режиме, поскольку в технологическом процессе, кроме газа, не требуется дополнительных источников сырья и энергии.

Таблица 1. Компонентный состав газа на входе в плазмотронTable 1. Component composition of the gas at the input to the plasma torch

Таблица 2. Компонентный состав газа на выходе из плазмотронаTable 2. Component composition of the gas at the exit of the plasma torch

Таблица 3. Результаты экспериментальных исследований получения водорода из природного газа в СВЧ-плазмотронеTable 3. Results of experimental studies of the hydrogen production from natural gas in the microwave plasma torch

Таблица 4. Фазовый состав и размеры ОКР углеродного материалаTable 4. Phase composition and sizes of the coherent scattering regions of carbon material

КОНЦЕПЦИЯ АТОМНО-ВОДОРОДНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

В середине 1970-х гг. в Курчатовском институте начали активно развиваться работы по применению атомной энергии не только для производства электричества, но и для энергообеспечения промышленных процессов. Предлагалось использовать высокотемпературные ядерные реакторы для производства водорода, в технологических процессах в химической, металлургической промышленности и в коммунальном секторе. Было обосновано новое направление энергетики, новый технологический уклад – атомно-водородная энергетика, что расширяло сферы и масштабы использования атомной энергии и позволило развивать экологически чистую энергетику без характерных для углеродных топлив вредных выбросов в атмосферу и без ресурсных ограничений. Развитие этого направления позволяло сохранить нефть и газ для будущего использования как сырье при производстве широкого ассортимента полезных продуктов [1].

Исследования по атомно-водородной энергетике выполнялись НИЦ «Курчатовский институт» в сотрудничестве с АО «ОКБМ Африкантов» и другими исследовательскими, конструкторскими и технологическими предприятиями Академии наук и промышленности [2].

В настоящее время в мире обострились ресурсные и экологические проблемы и вызовы в области энергообеспечения. Ключевое противоречие – постоянно растущее энергопотребление и необходимость сокращения выбросов CO2.

В поиске разрешения этого противоречия особая роль отводится водороду как универсально-му энергоносителю и накопителю энергии для транспорта, энергетики, промышленности, распределенной генерации и коммунального потребления, а также как сырьевому материалу для промышленности [3].

РОЛЬ ВОДОРОДА В ПЕРЕХОДЕ К ВОДОРОДНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ

Потребительский интерес к водороду определяется его особенностями как энергоносителя и химического реагента. Водород как энергоноситель – это экологическая чистота при использовании; возможность аккумулирования (накопления) энергии; высокая эффективность преобразования в электричество в топливных элементах; возможность магистральной и локальной доставки потребителю. Водород как химический реагент необходим для химической, нефтехимической, металлургической, пищевой промышленности и других промышленных производств. Эти особенности открывают путь к широкомасштабному, эффективному, экологически чистому использованию водорода в таких ключевых ресурсозатратных секторах экономики, как индустрия, транспорт и энергетика.

Энергия, накопленная с помощью водорода, может применяться в централизованном энергетическом секторе для балансирования энергопотребления, а также может быть распределена локальным потребителям.

Международный совет по водороду (Hydrogen Council), созданный в январе 2017 г. на Форуме в Давосе тринадцатью крупнейшими корпорациями, представил видение долгосрочного развития водородных технологий и разработал масштабную дорожную карту перехода к водородной энергетике [4]. Потребление водорода к 2050 г. оценивается в 550 млн т/год, при сегодняшнем потреблении на уровне 75 млн т/год. Одним из основных стимулов такого развития служит снижение выбросов углерода потребителями энергии на транспорте, в энергетике и промышленности. В докладе [4] представлены видение потенциала использования водорода и дорожная карта развертывания водородной экономики. Предложения Совета по водороду нацелены на декарбонизацию энергоснабжения промышленности, транспорта, коммунального хозяйства и развитие водородной экономики в сочетании с возобновляемыми источниками энергии. Представлены результаты анализа семи основных направлений внедрения водорода: декарбонизация транспорта; декарбонизация промышленности с замещением углеводородного топлива на водород; передача и распределение энергии по секторам потребления и регионам; декарбонизация коммунального тепла и электроснабжения; интеграция с возобновляемыми источниками энергии; накопители энергии в системах с переменной нагрузкой; декарбонизация сырья для химической, нефтеперерабатывающей и металлургической промышленности.

Показано, что развитие водородной экономики принесет пользу мировой энергетической системе, окружающей среде и глобальной экономике. Водородная экономика обеспечит замещение около 1/5 энергии, потребляемой в 2050 г. Это позволит сократить выбросы СО2 и обеспечит примерно 20%-ный вклад в реализацию согласованного в Париже в 2015 г. сценария снижения глобального потепления.

Наряду с экологическими преимуществами водородная экономика способна создать возможности для устойчивого экономического роста. Рынок водорода и водородных технологий оценивается более чем в 2,5 трлн долл/год, а число рабочих мест составит более 30 млн во всем мире.

Водород, водородная энергетика, водородная экономика рассматриваются как стратегические направления в концепциях развития безуглеродной энергетики отдельных стран, международных и межгосударственных партнерств. Они воспринимаются как часть стратегии бизнеса крупнейших мировых компаний Америки, Европы и Азии в области транспорта, энергетики и промышленности. Европейские страны, США, Япония, Китай, Республика Корея имеют планы широкого развития водородных технологий.

Принципиальной ключевой проблемой водородной энергетики является крупномасштабное производство водорода. Несомненное преимущество водорода состоит в его неограниченных сырьевых ресурсах (вода, углеводороды). Водород – наиболее распространенный элемент во Вселенной, но в природе он находится в связанном состоянии с другими элементами, например с кислородом в воде, углеродом в метане и других углеводородах. Для получения водорода необходимо затратить энергию, разорвав химические связи в углеводородах и воде и выделив водород из реакционной смеси. В перспективных технологиях получения водорода затрачиваемая энергия должна быть безуглеродной.

ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА

Крупнотоннажное производство водорода в настоящее время в мире осуществляется в основном путем паровой конверсии природного газа – метана. На базе данной технологии в мире промышленно производится более половины водорода. При паровой конверсии метана (ПКМ) природный газ смешивается с водяным паром в присутствии катализатора. При этом для реализации эндотермического процесса ПКМ сжигается около половины исходного газа.

При конверсии метана водяным паром реализуются хорошо изученные реакции, обратимые в реальном диапазоне температур, для которых имеются достоверные данные о тепловых эффектах и равновесных концентрациях продуктов. Оксиды углерода, содержащиеся в продуктах конверсии, отделяются от газовой смеси и утилизируются.

Полученный при ПКМ водород может быть выделен из конечной метано-водородной смеси (МВС) путем использования мембранных установок.

Для экономии природного газа и исключения выбросов продуктов сжигания в окружающую среду разрабатываются технологии ПКМ с подводом тепла от высокотемпературного газоохлаждаемого реактора (ВТГР). Создание тандема «ВТГР – ПКМ» в виде атомного энерготехнологического комплекса (АЭТК) открывает путь крупномасштабного экологически чистого производства водорода.

ВТГР КАК ТЕПЛОВОЙ ИСТОЧНИК ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

К особенностям ВТГР, стимулирующим их применение в качестве энергоисточника при конверсии природного газа в водород, относят возможность генерации высокотемпературного тепла, передаваемого в технологический процесс, модульную конструкцию реактора, высокий уровень без-опасности и маневренности.

За рубежом, начиная с 1960-х гг., было построено 59 газоохлаждаемых реакторов, в том числе семь с гелиевым теплоносителем. В Японии в 1998 г. введен в эксплуатацию экспериментальный реактор HTTR, в Китае в 2000 г. – HTR-10. В Китае завершается строительство демонстрационного двухреакторного энергоблока HTR-PM с единым турбогенератором мощностью 200 МВт. На основе этого проекта предусматривается расширение сферы применения ядерной энергии в Китае для когенерации, использования высокотемпературного тепла и производства водорода.

В США совместно с европейскими разработчиками (проект GEMINI) рассматривается возможность привлечения частного бизнеса для сооружения энергоисточников на базе проекта модульных ВТГР мощностью до 625 МВт для различных применений, включая производство водорода. Разработками ВТГР занимаются также Республика Корея и ЮАР.

Отечественные разработки ВТГР велись с начала атомного проекта. В 1960-х гг. разработан проект атомной энерготехнологической установки АБТУ-ц-50 (ВГР-50) с контурами для радиационного производства химической продукции: радиационно-модифицированный полиэтилен, полимер-бетон, полимер-древесина и стерилизация медикаментов и белковых продуктов. Тепловая мощность реактора – 136 МВт, температура на выходе из реактора – 810 °С [5]. Выработка электроэнергии осуществлялась в паротурбинной установке. Разработанная конструкция и полученные расчетные характеристики показали перспективность применения ВТГР.

Начиная с 1970-х гг. НИЦ «Курчатовский институт» координировал программы развития атомно-водородной энергетики, в том числе такие, как водородная безопасность, новые методы производства водорода, его хранения, применения в различных отраслях и специальных задачах, что позволяло комплексно вести системную реализацию различных водородных проектов под единым научным руководством. Такая роль обеспечена научно-техническим потенциалом расчетно-экспериментальных и теоретических работ Курчатовского института в данной области.

Главным конструктором установок с ВТГР стало АО «ОКБМ Африкантов». Достижения в области разработок технологии ВТГР и применения атомной энергии в технологических производствах публиковались в сборниках «Атомно-водородная энергетика и технология» (Атомиздат), а позже публикации были продолжены в серии «Физико-технические проблемы ядерной энергетики» (Энергоатомиздат). Российский опыт разработки ВТГР суммирован в монографии [6, 7].

Коллективом разработчиков с участием ОКБМ, Курчатовского института, Головного института «ВНИПИЭТ» (сейчас входит в АО «Инжиниринговая компания «АСЭ») были разработаны технические проекты опытно-промышленных установок с ВТГР (ВГ-400 – 1987 г., ВГМ – 1989 г.), обеспечивающих выработку высокопотенциального тепла и электроэнергии в паротурбинном цикле. Прорабатывался вариант использования ВГ-400 с температурой гелия на выходе из реактора 950 °С в железобетонном корпусе для использования совместно с химическим комбинатом в производстве водорода и для получения аммиака (рис. 1). Реактор ВГМ разрабатывался в металлическом корпусе (рис. 2) для демонстрации уникальных возможностей ВТГР в аспекте безопасности и выработки высокопотенциального тепла до 950 °С. Основываясь на результатах разработки проекта ВГ-400, включая технико-экономическое обоснование, было принято Постановление Совета Министров СССР от 16.07.1987 № 794-191 «О программе создания и внедрения атомных комплексов на базе ВТГР для энерготехнологического применения».

В России с 1998 по 2012 г. ОКБМ совместно с General Atomics (США) разрабатывали проект модульного ВТГР мощностью 600 МВт (проект ГТ-МГР) [8, 9]. В рамках разработки проекта удалось провести ряд важных работ по усовершенствованию отечественных проектов ВТГР, восстановить кооперацию российских предприятий и восполнить компетенции по ключевым компонентам технологии, включая расчетные коды. Технические решения проекта ГТ-МГР были использованы при разработке проекта МГР-Т, предназначенного для генерации электроэнергии, тепла и водорода на базе четырех модульных ВТГР единичной мощностью 600 МВт. Концептуальный проект и экономическое обоснование проекта завершены в 2004 г. [10]. Основные характеристики атомно-водородного комплекса МГР-Т в варианте с ПКМ приведены в таблице.

В рамках проекта МГР-Т разработаны концептуальные технологические и проектные решения по химико-технологическому производству водорода методом ПКМ, в том числе: разработаны основные технические решения по основному оборудованию с обоснованием параметров и материальных балансов; выполнен выбор материалов основных элементов; показано, что достигается значительно более высокая производительность по водороду по сравнению с обычным электролизом; рассмотрены принципиальные вопросы безопасности совместной работы реакторной установки и химико-технологического производства; выработаны технические требования к реакторной установке со стороны химико-технологического производства водорода.

Возможность использования существующей технологической базы по изготовлению корпусов ядерных реакторов позволила ОКБМ провести проработки ВТГР в корпусе типа реактора ВВЭР-1000, в том числе прорабатывались варианты производства водорода методом высокотемпературного электролиза и ПКМ на базе универсальной модульной конструкции ВТГР единичной мощностью 215 МВт.

С помощью ВТГР мощностью 215 МВт методом ПКМ можно производить 190 тыс. Нм3 водорода в час. Вариант реакторной установки для производства МВС показан на рис. 3.

Основные компоненты реакторной установки – это реактор со вспомогательными системами и высокотемпературный теплообменник. Теплоносителем реакторного контура является гелий. ВТГР и теплообменник нагрева паро-метановой среды соединяются по принципу труба в трубе. Паро-метановая смесь нагревается за счет тепла ВТГР и направляется в адиабатический химический реактор. В целях безопасности между высокотемпературным теплообменником и адиабатическим реактором установлена двойная быстродействующая отсечная арматура. Анализ аварий с попаданием в реакторный контур парогазовой смеси показал, что целостность топливных покрытий не нарушается, следовательно, установка безопасна для потребителя и окружающей среды.

Ключевыми технологиями ВТГР, которые определяют уровень технической готовности ВТГР для реализации, являются топливо, графит, конструкционные материалы для высоких температур (>600 °С), технология теплоносителя. Теплообменное оборудование и гелиевые циркуляционные компрессоры изготавливались и испытывались в ОКБМ. Конструкция и технология изготовления топлива разработаны на полупромышленной линии НПО «Луч» – изготовлено 55 тыс. тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ). Ресурсные характеристики ТВЭЛ подтверждены реакторными испытаниями при эксплуатационных параметрах, включающих аварийные режимы, а также послереакторными исследованиями. Для разработки топлива по проекту ГТ-МГР в АО «ВНИИНМ» создана боксовая исследовательская установка, на которой реализована технологическая линия изготовления ТВЭЛ в лабораторном масштабе.

Основным материалом внутриреакторных конструкций является графит. Разработка специального графита для ВТГР проводилась в 1978–1990 гг. в АО «НИИ Графит» с участием Курчатовского института и АО «ГНЦ НИИАР». Графит реакторного качества был изготовлен АО «НИИ Графит» на прототипе производственной линии. Репрезентативные (пилотные) образцы натуральной величины изготовлены и протестированы в условиях, воспроизводящих эксплуатационные.

Высокотемпературные (>600 °С) конструкционные материалы для ВТГР разработаны АО «НПО «ЦНИИТМАШ» и ФГУП ЦНИИ КМ «Прометей». Изготовлены и испытаны элементы оборудования с рабочими температурами до 750 и до 950 °С. Материалы прошли испытания и подтвердили ключевые характеристики. Требуются подтверждение характеристик при увеличенном ресурсе до 40–60 лет и восстановление ранее действовавших технических условий.

В Курчатовском институте были определены требования к качест-ву гелиевого теплоносителя, определены средства и методы очистки, которые были подтверждены испытаниями на реакторной петле ПГ-100 [5]. Аналогичная система очистки была испытана в ОКБМ. Эти работы позволили обосновать вопросы технологии гелиевого теплоносителя.

В настоящее время ОКБМ рассматривает возможность создания атомно-водородных комплексов с ВТГР единичной мощностью 200 и 600 МВт для производства МВС методом адиа-батической конверсии метана (АКМ) с возможностью последующего выделения водорода на основе мембранной технологии или короткоцикловой безнагревной адсорбции.

Технология АКМ, разработанная в России, существенно упрощает промышленный процесс получения МВС, поскольку не требует производства кислорода, происходит при более низких температурах (до 700 °С), не требует энерго- и капиталозатратного электролиза воды и построена на отработанных в крупнотоннажной химии технологических решениях, режимах и катализаторах [11]. Сочетание ВТГР и АКМ позволяет примерно на 40 % снизить потребление природного газа в сравнении с традиционным промышленным производством, а следовательно, и затраты, необходимые для производства водорода. При этом исключается выброс в атмосферу продуктов сгорания природного газа. Образующийся при АКМ углекислый газ локализуется.

АЭТК ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА

Предлагаемый АЭТК для производства водорода из воды и природного газа включает: многоблочную атомную станцию, содержащую четыре реакторные установки с ВТГР, а также системы и сооружения станции, обеспечивающие работу реакторных установок; химико-технологическое производство на базе АКМ с производством водородсодержащих смесей и выделением водорода, включая системы и сооружения, обеспечивающие их работу.

Научно-техническая новизна комплекса обеспечивается использованием перспективных, высокотехнологичных технических решений и технологий в области разработки проекта АЭТК, топлива ВТГР и совмещения реактора с перспективным производством водорода новым методом АКМ российской разработки [11].

Процесс производства водорода происходит в несколько последовательных стадий:

– природный газ по трубопроводам подводится к АЭТК и поступает в цех очистки от соединений серы до остаточной концентрации <0,5 мг/м3;

– в каждый высокотемпературный теплообменник поступают очищенный природный газ и пар из котла-утилизатора (парогенератора);

– в высокотемпературном теплообменнике происходит нагрев парогазовой смеси до температуры ~700 °С;

– в адиабатическом реакторе (конверторе) в температурном диапазоне 650–680 °С осуществляется конверсия парогазовой смеси в МВС;

– МВС направляется в парогенератор, отдавая тепло через теплооб-менную поверхность воде, поступающей из цеха водоподготовки; нагретая вода поступает на вход в высокотемпературный тепло-обменник реакторной установки;

– после парогенератора поток МВС охлаждается и сепарируется от влаги перед очисткой от СО2;

– очистка от СО2 до остаточного содержания ≤2,2 % производится путем хемосорбционной очистки газа 40%-ным водным раствором метилдиэтаноламина с добавками активатора с помощью тарельчатых или насадочных адсорберов и последующей регенерацией раствора;

– очищенная от СО2 МВС поступает в мембранный цех выделения чистого водорода, выделенный метан возвращается в цикл на вход технологического процесса; вместо или совместно с мембранами для выделения водорода можно использовать отработанный метод короткоцик-ловой адсорбции;

– газообразный водород под давлением поступает по трубопроводам на склад готовой продукции и (или) потребителю.

Упрощенная схема процесса на АЭТК приведена на рис. 4.

Уровень готовности технологий на базе ВТГР позволяет принять в качестве ориентира строительство головного опытно-промышленного блока АЭТК к 2030 г.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АЭТК И ДОСТАВКА ВОДОРОДА ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Производство водорода методом АКМ в сочетании с технологиями ВТГР – наиболее перспективная в ближайшем будущем технология экологически чистого производства водорода из воды и природного газа.

Атомная энерготехнологическая станция тепловой мощностью 2400 МВт (4 ВТГР по 600 МВт) способна обеспечить в процессе АКМ производство более 0,8 млн т водорода в год без выбросов в атмосферу СО2. Комплекс характеризуется потреблением в процессе производства ~2600 млн Нм3 природного газа и 32 млн т водяного пара в год. Экономические оценки показывают низкую себестоимость производства: <120 руб. за 1 кг водорода при дисконтирова-нии 7 %.

Для потребителей природного газа и водорода технически и экономически целесообразно поставлять смеси этих газов с содержанием водорода до 20–40 % об. с его выделением в месте потреб-ления, что снижает расходы на модернизацию оборудования и лицензирование.

Для удовлетворения в перспективе крупного рынка небольших потребителей, связанных с использованием технологий водородных топливных элементов, требуется развитие инфраструктуры доставки.

Оборудование для хранения и поставки водорода различными видами транспорта используется в России и за рубежом. При этом за рубежом действуют водородные заправки для транспорта и газопроводные сети. В России формируется система нормативной документации по обращению с водородом [3].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Мировой тренд при энергоснабжении промышленности, транспорта, коммунального хозяйства нацелен на декарбонизацию, что может быть обес-печено развитием водородной энергетики и экономики. Принципиальной ключевой проблемой водородной энергетики является крупномасштабное производство водорода. Создание АЭТК на основе модульного ВТГР с технологией АКМ открывает путь крупномасштабного экологически чистого производства водорода. АЭТК способны обеспечить существенный вклад в крупнотоннажное производство водорода с замещением органического топлива высокотемпературным теплом ВТГР, что позволит сократить расход метана на 40 % по сравнению с традиционными процессами и избежать выбросов в атмосферу продуктов от его сжигания.

Для газовой промышленности России производство и применение водорода и МВС выступают перспективным направлением диверсификации и повышения эффективности использова-ния природного газа.

Разработка и коммерциализация технологий безопасной, ресурсообеспеченной, экологи-чески чистой атомно-водородной энергетики, включая атомное производство водорода, хранение, распределение и потребление, рассматриваются в качестве перспективного направления научно-технического развития и международного сотрудничества.

Основные характеристики проекта МГР-Т с технологией конверсии метанаMain characteristics of the MGR-T project with methane conversion technology

В январе 2018 г. один из флагманов отечественной газодобычи – ОАО «Севернефтегазпром» – отметил 20-летний юбилей. Общество было создано для разработки и обустройства уникального Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения и в настоящее время является одним из основных добывающих предприятий Группы «Газпром», а также ярким примером продуктивного международного сотрудничества с участием Wintershall Holding GmbH и OMV Exploration & Production GmbH.

Газовый промысел на месторож-дении обустроили с опережением всего за два года по проекту, разработанному признанным лидером отраслевого проектирования, институтом «ЮЖНИИГИПРОГАЗ». Благодаря конструктивному сотрудничеству специалистов Общества и проектного института газовый промысел ОАО «Севернефтегазпром» является одним из самых передовых и современно оснащенных с точки зрения технологических и инженерных решений, обеспечивая гарантийные поставки ямальского газа потребителям по Единой системе га-зоснабжения (ЕСГ), а также по газопроводу «Северный поток».

ВЕДУЩИЙ ПРОЕКТИРОВЩИК

Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в Красноселькупском р-не Ямало-Ненецкого АО, открыто еще в советское время – в период расцвета «эпохи большого газа» - 17 ноября 1969 г. В 1979 г. специалисты Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых СССР впервые подсчитали и утвердили запасы месторождения по сеноманской и сенонской залежам (позже сенонская была переквалифицирована в туронскую) и сделали заключение о перспективности нижнемеловых и юрских отложений. Второй этап поисково-разведочного бурения начался в 1990 г. К середине 90-х перспективность залежей углеводородов на данной площади подтвердилась.

Лицензия на геологическое изучение и добычу углеводородов в пределах Южно-Русского участка недр получена ОАО «Севернеф-тегазпром» в 2001 г. К ноябрю 2004 г. руководство ОАО «Газпром» определило порядок ввода месторождения в эксплуатацию.

Проект обустройства выполнил донецкий институт «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» – предприятие, коллектив которого разрабатывал важнейшие объекты добычи и магистрального транспорта природного газа еще с 60-х гг., прини-мал участие в обустройстве самых крупных в мировой практике газовых и газоконденсатных месторождений и, разумеется, имел большой опыт работы со сложными объектами в Западной Сибири и на п-ове Ямал. В целях соблюдения технических требований и заданий, принятия конструктивных и экономически эффективных решений руководство и сотрудники «Севернефтегазпрома» постоянно находились в техническом диалоге и решали сложные задачи со специалистами ЮЖНИИГИПРОГАЗа, оперативно определяя наиболее рентабельные и оптимальные проектные решения.

ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ ПОЧЕРК

В обустройстве газового промысла при проектировании учтены передовые технологии и оборудование, и сегодня он по праву считается одним из самых современных, высокоавтоматизированных и технически оснащенных в России.

Особое внимание уделялось использованию малолюдных технологий, интеллектуальных автоматизированных систем, способных реализовывать высокое качество безотказности производства и надежности функционирования технологических процессов.

Одним из примеров успешно решенных задач по внед-рению малолюдных технологий выступает проектирование ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» удаленной на 25 км от установки комп-лексной подготовки газа (УКПГ) (рис. 1) производственной площадки юга месторождения, предназначенной для сбора пластового газа с 55 газовых скважин и последующей транспортировки по двум газосборным коллекторам Ду 700 на УКПГ, а также для приема и распределения метанола к кустам газовых скважин южной части месторождения и других технологических операций.

Система автоматизированного управления производственной площадки на юге месторождения обеспечивает работу всех технологических процессов и вспомогательных систем на удаленном объекте в автоматическом режиме с исключением необходимости постоянного присутствия обслуживающего персонала.

«Севернефтегазпром» приступил к обустройству Южно-Русского НГКМ в январе 2006 г., и к концу октября 2007 г. УКПГ досрочно введена в промышленную эксплуатацию. Проект был по-настоящему грандиозным: предстояло построить «с нуля» свыше 1300 зданий и сооружений в самых суровых условиях Севера с учетом колоссального объема работ.

Необходимо отметить, что благодаря проектным решениям ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» достигнуто максимально эффективное и оптимальное расположение объектов УКПГ и дожимной компрессорной станции Южно-Русского месторождения с размещением аппаратов воздушного охлаждения на втором ярусе эстакады совместно с технологическими трубопроводами и применением рекуперативных теплообменников «газ-газ» для обеспечения требуемой температуры газа, поступающего на подготовку и транспорт. Существенно уменьшены металлоемкость конструкций и капитальные затраты, что особенно важно для повышения эффективности обустройства месторождений в условиях Крайнего Севера. 

ВЕКТОР НА ОПЕРЕЖЕНИЕ

Официальный старт совместному российско-германскому проекту дан 18 декабря 2007 г. С тех пор на месторождении продолжалась активная геологоразведка, полным ходом шло увеличение фонда действующих скважин и развитие инфраструктуры. И снова с опережением графика, на год раньше намеченного срока, в августе 2009 г. ОАО «Севернефтегазпром» вывело месторождение на максимальную проектную мощность: 25 млрд м3 газа в год.

В мае получен первый газ из скважины, пробуренной в рамках разработки туронской залежи, которая обустроена по проекту ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» (рис. 2). В декабре 2011 г. газ Южно-Русского НГКМ поставлен в ЕСГ и транспортирован по газопроводу «Северный поток».

Передовые технологии и современные методы добычи уникального туронского газа принесли ОАО «Севернефтегазпром» славу одного из пионеров разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья в мировой практике. Фактически компания открыла новый этап развития газовой промышленности.

«Товарный газ высокого качества Южно-Русского месторождение является основой ресурсной базы газопровода «Северный поток». Позволяя обеспечить в будущем новые объемы поставок газа, разработка туронских залежей, к которой приступило ОАО «Севернефтегазпром», способствует решению важнейшей цели «Газпрома» как поставщика газа в новом газотранспортном проекте – обеспечении стабильности и непрерывности поставок в Европу», – подчеркнул председатель Совета директоров ОАО «Севернефтегазпром» А.И. Медведев 7 апреля 2012 г. на церемонии пуска первой эксплуатационной скважины туронской газовой залежи в Западной Сибири.

ПЕРСПЕКТИВЫ

«В течение незначительного периода наша компания стала одним из флагманов отечественной газовой промышленности, в том числе и в области внедрения высокотехнологичных производственных решений, вошла в число первопроходцев в области освоения туронских залежей, превратилась в кузницу высококвалифицированных кадров. Достигнув в 2009 г. ежегодной добычи в 25 млрд м3 газа, коллектив удерживает этот уровень, сохраняя высокие показатели и демонстрируя пример стабильного взаимовыгодного сотрудничества с зарубежными партнерами, когда поддержка акционеров становится составляющей успеха компании», – отмечает генеральный директор ОАО «Севернефтегазпром» В.В. Дмитрук.

В ближайшие планы коллектива ОАО «Севернефтегазпром» входит промышленная эксплуатация туронской газовой залежи с 2019 г. и ввод в эксплуатацию в 2020 г. второго дожимного компрессорного цеха в составе шести газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью 16 МВт. Это позволит поддерживать проектный объем добычи углеводородов.

«Нашу компанию отличает дух единства, целеустремленность и высокий профессионализм работников, – добавляет В.В. Дмитрук. – Уверен, эти качества, а также новаторство в сочетании с накопленным опытом позволят ОАО «Севернефтегазпром» и впредь оставаться одним из лидеров на рынке отраслевых услуг».

ОАО «Севернефтегазпром»

629380, РФ, ЯНАО,

Красноселькупский р-н,

с. Красноселькуп, ул. Ленина, д. 22

Тел.: +7 (3494) 24-81-06

Факс: +7 (3494) 24-81-16

E-mail: sngp@sngp.com

www.severneftegazprom.com

ПАРТНЕРСТВО, ПРОВЕРЕННОЕ временем:

ООО «Престорусь» поздравляет с юбилеем всех членов коллектива ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ»

Уважаемые коллеги!

Мы высоко ценим ваши профессионализм и отношение к делу, позволяющие вести эффективную производственную деятельность. Заслуги орденоносного проектно-изыскательского института в развитии отечественной газодобычи, а также значительные успехи, достигнутые в условиях сегодняшней сложной геополитической обстановки, широко известны. 85 лет – внушительный юбилей, он служит весомым подтверждением того, что коллектив сложился и был испытан даже в самых непростых обстоятельствах.

Мы гордимся тем, что многие годы наша компания – ООО «ПРЕСТОРУСЬ» – активно сотрудничает с ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ». Уверены, что ваша организация имеет много замыслов и планов. Искренне желаем, чтобы знания и талант проектировщиков позволили осуществить все намеченное.

Поздравляем сотрудников и руководителя коллектива Владимира Дмитриевича Бондарцова с этим праздником и желаем всем крепкого здоровья и успешных проектов на благо нашей страны!

ООО «ПРЕСТОРУСЬ» – российский производитель инновационных геосинтетических материалов:

– объемной георешетки ППР GW™;

– инновационной георешетки ГЕОКОРД®;

– бесшовной георешетки ГЕОСТЕП®;

– геотекстиля ГЕОНИТ®;

– геомембраны ПРЕСТОРУСЬ®;

– гибкой плиты ГЕОСОТЫ®;

– анкера композитного ГЕОФОРС®;

– крепежного ключа ФАСТ-ЛОК™;

– пластиковой насадки АРМ-клип™;

– пластикового анкера ПРУТТЕКС®.

ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» осуществляет полный комплекс работ по проектированию строящихся и реконструируемых объектов газовой промышленности в области добычи, хранения, переработки, магистрального транспорта и распределения природного газа и его компонентов в России и других странах СНГ и дальнего зарубежья. В этом году старейшая проектно-конструкторская и научно-исследовательская организация нефтегазовой отрасли отмечает 85-летний юбилей и подводит итоги долгой и плодотворной работы.

Институт «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» стоял у истоков газовой промышленности. Профессионализм и талант его инженеров позволил создать Единую систему газоснабжения, которая обеспечивает природным газом не только территорию бывшего Советского Союза, но и страны Европы. Предприятие участвовало в проектах обустройства крупнейших в мире газовых и газоконденсатных месторождений (ГКМ) севера Тюменской обл. и п-ова Ямал, уникальных Оренбургского и Астраханского газохимических комплексов, первого экспортного комплекса по добыче, подготовке, сжижению газа, отгрузке сжиженного природного газа (СПГ) и газового конденсата на п-ове Ямал (рис. 1), а также в проектах использования сжатого и сжиженного газа для заправки автомобилей, газоснабжения промышленных предприятий и населенных пунктов, обустройства подземных хранилищ газа (ПХГ). На базе филиалов ЮЖНИИГИПРОГАЗа созданы ведущие отраслевые институты: «НИПИгазпереработка» в Краснодаре, «ТюменНИИгипрогаз» в Тюмени, «ВолгоУралНИПИгаз» в Оренбурге.

За участие в создании ключевых объектов газовой промышленности более 350 инженеров и ученых ЮЖНИИГИПРОГАЗа были удостоены высоких национальных и зарубежных государственных наград, среди которых 10 государственных премий и премий Совета Министров СССР, орден Трудового Красного Знамени.

Не раз специалисты проект-но-изыскательского института становились первопроходцами: закладывали основы для создания и развития уникальных систем магистральных газопроводов (МГ) (рис. 2) от месторождений Севера до Урала, цент-ра страны и западных рубежей, высочайшими темпами осваивали газовые кладовые Севера.

Именно ЮЖНИИГИПРОГАЗу было поручено проектирование обустройства первого из крупнейших газовых месторождений Западной Сибири – Медвежьего: 9 промыслов с установками комплексной подготовки газа мощностью 8–15 млрд м³/год, более 300 добывающих скважин. Работа института отмечена Государственной премией СССР (1978 г.) и Премией Совета Министров СССР (1979 г.)

В качестве генерального проектировщика ЮЖНИИГИПРОГАЗ обустраивал Вынгапуровское, Ямбургское, Оренбургское, Астраханское, Ямсовейское, Южно-Русское (рис. 3), Южно-Тамбейское (рис. 4) газовые и газоконденсатные месторождения. Выступил генпроектировщиком первого газопровода в условиях многолетней мерзлоты «Таас – Тумус – Якутск – Покровск», экспортного газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород» протяженностью 4454 км, сделавшего возможной подачу газа от Уренгойского месторождения в страны Западной Европы и ставшего важнейшей составляющей газотранспортной системы России на многие годы вперед. Чтобы обеспечить надежность и стабильность поставок газа на экспорт, впервые в практике проектирования были проведены расчетные исследования по методологии и программам, разработанным во Всесоюзном научно-исследовательском институте природных газов и в Московском институте нефтехимической и газовой промышленности (МИНХ и ГП) имени И.М. Губкина. Новизна заключалась в системном подходе: газопровод проектировался не как изолированный объект, а как часть Единой системы газоснабжения СССР во взаимодействии с ПХГ, расположенными вблизи трассы.

ЮЖНИИГИПРОГАЗом спроектированы все технологические объекты самого большого в мире газотранспортного предприятия «Газпром трансгаз Югорск»: 17 ниток газопроводов (7 ниток в коридоре Надым – Пунга и 10 ниток в коридоре Уренгой (Ямбург) – Центр) протяженностью 26,5 тыс. км, 219 компрессорных цехов общей мощностью 15,73 млн кВт, позволяющие бесперебойно транспортировать до 500 млрд м³ газа в год.

Всего по проектам института проложено более 50 тыс. км МГ, включая «Оренбург – Западная граница» («Союз»), «Оренбург – Новопсков», «Уренгой – Петровск», «Уренгой – Сургут – Челябинск», «Ямбург – Западная граница» («Прогресс»), «Ямбург – Тула» (1-я и 2-я нитки), «Ямбург – Поволжье», «СРТО – Торжок», возведено более 300 цехов магистральных компрессорных станций и на промыслах.

На счету предприятия – проекты газохимических комплексов в Оренбурге и Астрахани. В газе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) кроме опасных и коррозионных компонентов сероводорода и углекислого газа содержится и такой редкий элемент, как гелий. Всего за шесть лет (1970–1976 гг.) был построен комплекс по добыче и переработке газов сложного состава с агрессивными компонентами (сероводород – до 2,5 %, меркаптаны, углекислый газ – до 2 %). Оренбургский газоперерабатывающий завод (ГПЗ), включающий газовый промысел, газоперерабатывающий и гелиевый заводы, магистральные газо- и продуктопроводы, полностью покрывает потребности страны в гелии, а также обеспечивает его экспорт. Здесь применены уникальные технологии получения газообразного и жидкого гелия из природного газа.

Опыт Оренбурга был применен при создании на базе Астраханского месторождения еще одного крупного газохимического комплекса – пожалуй, самого сложного технологического предприятия отрасли, в газе которого содержание коррозионноопасных сероводорода и углекислоты как минимум в 6 раз выше, чем в Оренбурге (до 25 % Н2S и до 15 % CO2 по объему). На Астраханском комплексе впервые реализована масштабная разработка месторождения газа с высокими содержаниями Н2S и CO2; разработаны мероприятия по защите близлежащих населенных пунктов и природной среды; применена уникальная технология сбора газа, а промысловый транспорт добываемых газа и жидкости до ГПЗ решен двухфазным потоком (длина трубопроводов до 60 км); принято решение об осуществлении промысловой подготовки газа на заводской площадке; построены и эксплуатируются крупнейшие установки по переработке газа и производству серы; предусматривается глубокая переработка газового конденсата с получением высокооктановых бензинов европейского качества после реконструкции действующих установок по проекту института.

В XXI в. по проектам института построены и введены в эксплуатацию Южно-Русское месторождение, Пуровский завод по переработке газового конденсата (рис. 5), система магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта», объекты Самбургского лицензионного участка Уренгойского месторождения, комплекс по добыче, подготовке, сжижению газа, отгрузке СПГ и газового конденсата Южно-Тамбейского ГКМ – «Ямал СПГ», завершается строительство производственных объектов Восточно-Уренгойского лицензионного участка, Пунгинского ПХГ.

При проектировании МГ «Бованенково – Ухта» были проработаны варианты оптимизации схемы транспорта газа с давлением 7,6; 10,13; 12,16; 14,19 МПа с использованием труб класса прочности Х70, Х80, Х100 для обеспечения транспорта 250–300 млрд м³ газа в год. Коллектив сотрудников института уверенно доказал, что транспорт газа с Ямала необходимо осуществлять по гладким трубам класса прочности Х80 диаметром 1400 мм при давлении 12,16 МПа. Это позволило поднять производительность одной нитки вдвое и довести ее до 63 млрд м³/год. Сухопутных газопроводов такого давления в сочетании с таким диаметром (1400 мм) нет нигде в мире. В 2009 г. группе специалистов присуждена премия ОАО «Газпром» в области науки и техники за работу «Выбор и обоснование оптимальных параметров системы магистральных газопроводов от месторождений на полуострове Ямал как пример перехода на повышенный уровень рабочего давления 11,8 МПа для транспорта сверхмощных потоков газа».

Впервые в практике строительства МГ на Крайнем Севере на Ярынской компрессорной станции осуществлена схема подготовки газа к транспорту, обеспечивающая отрицательную температуру с начала пуска: охлаждение за счет расширения в турбодетандере входного потока газа и охлаждение выходного потока скомпримированного газа в рекуперативных теплообменниках холодным потоком.

В 2011 г. ЮЖНИИГИПРОГАЗом совместно с ОАО «ВНИПИгаздобыча» выполнено обоснование инвестиций в строительство газопровода «Ковыкта – Чаянда – Хабаровск – Владивосток» и в его составе газохимического комплекса. В настоящее время ведется строительство.

В октябре 2017 г. ООО «Север-нефтегазпром» отметило десятилетие ввода в эксплуатацию спроектированного ЮЖНИИГИПРОГАЗом Южно-Русского НГКМ мощностью 25 млрд м³/год – ресурсной базы Северо-Европейского газопровода, одного из самых современно оснащенных с точки зрения технологических и инженерных решений. Главный инженер проекта Ю.М. Костенко награжден почетной грамотой ПАО «Газпром».

В конце 2017 г. из нового заполярного порта Сабетта на п-ове Ямал отправился первый танкер со сжиженным газом Южно-Тамбейского месторождения проекта «Ямал СПГ», предусматривающего ежегодную поставку 16,5 млн т СПГ и до 1,2 млн т газового конденсата по Северному морскому пути в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Проектом ЮЖНИИГИПРОГАЗа предусмотрены обустройство более 200 скважин, около 260 км газопроводов-шлейфов, объекты подготовки газа и конденсата, завод по сжижению газа по базовому проекту французской фирмы Technip.

2018 г. принес с собой новые проекты: терминал по производству и перегрузке СПГ в порту Высоцк (ООО «Криогаз Высоцк»); обустройство Салмановского (Утреннего) НГКМ в северной части Гыданского п-ова (ООО «АРКТИК СПГ 2»); газопровод внешнего транспорта газа с Новопортовского НГКМ через Обскую губу (ООО «Газпромнефть-Ямал»); Усть-Кутская газо-фракционирующая установка (ООО «Иркутская нефтяная компания»); обустройство пласта Ач51 Уренгойского месторождения Самбургского лицензионного участка (ОАО «АРКТИКГАЗ»).

Встречая 85-летний юбилей, коллектив института гордится достигнутыми успехами и уверенно смотрит в будущее. Поддержкой служат долгосрочные отношения с заказчиками, которые поз-воляют воплотить масштабные замыслы инженеров в реальные проекты, проверить на практике самые смелые решения проектировщиков.

ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» поздравляет всех бывших и настоящих сотрудников института, своих заказчиков и партнеров со знаменательной датой и выражает уверенность в успешной реализации всех совместных проектов!

ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ»

83004, Украина, г. Донецк,

ул. Артема, д. 169-Г

Тел.: +380-62-206-53-74,

206-53-75

Факс: +380-62-206-64-20

E-mail: ex@ungg.org

www.ungg.org

Важнейшая задача защиты людей и оборудования от теплового воздействия при возникновении пожаров на объектах газовой, нефтяной, топливной и других отраслей промышленности успешно решается ООО «СпецПожТех» на протяжении уже более чем 10 лет. Коллектив Общества выражает признательность соратникам и единомышленникам, оценившим и поддержавшим проекты компании. 

ООО «СпецПожТех» производит уникальные противопожарные преграды и теплозащитные экраны «Согда» (рис. 1–3). Конструкция этих изделий основана на запатентованной инновационной технологии радикального снижения тепловых потоков. Они обеспечивают защиту людей и оборудования от экстремального теплового воздействия, выдерживают температуру до 1800 ºC и снижают тепловые потоки в 50 и более раз.

Начав работу в 2007 г., компания прошла путь от изобретения до внедрения разработок на пожароопасных объектах крупных компаний нефтегазовой отрасли России. Предприятие развивается, вышло на международный рынок: изделия «СпецПожТех» уже поставляются в Европу, Казахстан, Китай, арабские страны.

В преддверии юбилея ЮЖНИИГИПРОГАЗа особенно важно подчеркнуть, что успех, достигнутый компанией, – это в значительной мере результат совместной работы со специалистами дружественного предприятия. ООО «СпецПожТех» благодарит институт по проектированию объектов газовой и нефтяной отраслей промышленности за успешное многолетнее сотрудничество и вклад в обеспечение пожарной безопасности страны. Желаем дальнейшего процветания, новых возможностей и профессиональных побед!

ООО «СпецПожТех»

127051, РФ, г. Москва,

Малый Сухаревский пер., д. 9/1

Тел.: +7 (499) 235-16-01, 235-31-17

E-mail: sptinfo@spt-rus.com

http://спецпожтех.рф,

www.spt-rus.com

АО «Гипрогазцентр» было организовано 18 ноября 1968 г., в период наиболее интенсивного развития газовой промышленности СССР. Профессионализм и творческая энергия сотрудников позволили институту в короткие сроки перейти от решения локальных задач проектирования газопроводов на территории Горьковской обл. к разработке и реализации проектов, значимых для развития газовой отрасли всей страны, объектов, способствующих выходу СССР на рынок поставки газа в страны Западной Европы. В те годы «Гипрогазцентр» участвовал в проектировании магистральных газопроводов: «Пермь – Казань – Горький», «Уренгой – Помары – Ужгород», «Грязовец – Кольцевой газопровод Московской области», «Уренгой – Новопсков», «Ямбург – Елец».

ДОСТИЖЕНИЯ КОМПАНИИ

В этом году АО «Гипрогазцентр» отмечает свой полувековой юбилей.

За 50 лет было спроектировано и введено в действие:

– около 60 000 км газопроводов различных диаметров;

– 278 компрессорных цехов;

– более 55 000 км магистральных и внутризоновых линий связи;

– более 15 000 км линий электропередач.

Накопленный опыт и приобретенные знания позволяют обеспечивать высокое качество работы и ответственный подход к реализации сложнейших проектов ПАО «Газпром», а также других компаний нефтегазовой отрасли. В последние годы АО «Гипрогазцентр» успешно реализовало ряд крупномасштабных наукоемких проектов, в том числе магистральный газопровод (МГ) «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» общей протяженностью 1800 км. Трасса пересекает 56 тектонических разломов, 14 особо охраняемых природных территорий, проходит по обводненным участкам и болотам, пересекает морской участок длиной 24 км (пролив Невельского).

Для обеспечения высокого уровня надежности и безопасности на объекте использованы самые современные технологии и оборудование, газопровод оснащен волоконно-оптической системой геотехнического мониторинга, позволяющей отслеживать состояние газопровода на сейсмически активных территориях в режиме реального времени.

В рамках проекта «Южный поток» АО «Гипрогазцентр» подготовило проектную документацию реконструкции МГ «Уренгой – Новопсков» на участке Петровск – Писаревка, а также строительства более 500 км линейной части на участке Компрессорная станция (КС) Пасаревка – КС Кореновская.

ТЕКУЩИЕ ПРОЕКТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

В настоящее время АО «Гипрогазцентр» принимает активное участие в проектировании объектов МГ «Сила Сибири» и обустройства Ковыктинского и Чаяндинского месторождений.

В непростые для отрасли времена руководство и коллектив института делали все возможное для дальнейшей успешной работы и смогли не только сохранить и удержать организацию в лидерах отрасли, но и диверсифицировать направления деятельности, освоить международные нормы проектирования и найти новых партнеров и заказчиков.

Сегодня АО «Гипрогазцентр» активно развивает международное сотрудничество, выполняя работы для иностранных заказчиков как на территории РФ, так и за ее пределами.

Один из крупнейших международных нефтегазовых проектов – расширение первого в России крупнотоннажного завода сжиженного природного газа (СПГ) на о. Сахалин. Заказчиками выступили компании Shell и Sakhalin Energy. В рамках контракта «Гипрогазцентр» разработал пакет документации стадий: Select, FEED, Проект для реконструкции газотранспортной системы проекта «Сахалин-2». Разработана проектная документация объектов реконструкции завода СПГ «Третья технологическая линия завода СПГ» и «Причал отгрузки СПГ». В разработанной документации были учтены и гармонизированы с российскими требования международных норм и стандартов заказчика.

Работы по объекту велись в соответствии с международной практикой организации работ по управлению проектом, что стало кардинально новым и успешно освоенным процессом для института.

По контракту с компанией Fluor специалисты АО «Гипрогазцентр» участвуют в разработке рабочей документации и осуществлении авторского надзора строительства нелицензионных установок на крупнейшем в России и втором по мощности в мире Амурском газоперерабатывающем заводе.

В портфеле АО «Гипрогазцентр» – контракт с компанией Petrofac Facilities Management Ltd. по инженерно-техническому обеспечению процесса проектирования в соответствии с российскими нормами, разработке рабочей документации и осуществлению авторского надзора строительства дожимной КС объединенного берегового технологического комплекса проекта «Сахалин-2».

АО «Гипрогазцентр» наладило тесное сотрудничество с компанией EM Petrozamora S.A., были разработаны вариантные решения по реконструкции нефте- и газопроводной системы и объектов энергетики на месторождениях Bachaquero и Ceuta (Венесуэла). В настоящее время ведется разработка проекта автономной электростанции для технологических нужд.

Институт успешно развивает свои компетенции в области проектирования объектов нефте- и газохимической переработки, в том числе выполнены работы для Сургутского завода по стабилизации конденсата, Рязанской нефтеперерабатывающей компании, комплекса по производству поливинилхлорида компании «РусВинил».

АО «Гипрогазцентр» готов к сотрудничеству, компании интересны новые объекты, освоение новых технологий проектирования: 3D-моделирование и проектирование, ориентированное на внедрение BIM-технологий. Общество готово выводить сферу проектирования за рамки объектов нефтегазового комплекса и за границы России, совершенствуя и предлагая заказчикам оптимальные, качественные и надежные решения. Полувековой опыт, мудрость старшего поколения, энергия и компетентность молодежи – залог создания новых высококлассных проектов.

АО «Гипрогазцентр»

603950, РФ, г. Нижний Новгород,

ГСП-926, ул. Алексеевская, д. 26

Тел.: +7 (831) 428-28-26

Факс: +7 (831) 428-30-44

E-mail: info@ggc.nnov.ru

www.giprogazcentr.ru

www.гипрогазцентр.рф