3. Транспортировка газа.

Единая система газоснабжения России – это широко разветвленная сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих потребителей газом с газовых месторождений Тюменской области, республикой Коми, Оренбургской и Астраханской областей. Протяженность газопроводов ЕГС составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 компрессорные станции, а общая мощность газоперекачивающих агрегатов – 43,8 млн. КВт. Кроме того, сегодня в группу Газпром входит 161 газораспределительная организация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляемого газа (около 160 млрд. куб. м) в 70% населенных пунктов России.

В связи с освоением новых газоносных регионов в ближайшие годы неизбежно сооружение новых направлений вывода газа и, как следствие, существенное изменение схемы потоков газа. Это в свою очередь приведет к необходимости пересмотра ныне существующих факторов рисков при разработке концепции развития газотранспортных систем, в том числе и геоэкологических. Так же как и для объектов добычи, методологию оценки геоэкологических рисков в транспортировании газа целесообразно дифференцировать на стадиях сооружения и эксплуатации (рис. 2).

Масштабы системы магистрально транспорта газа в Российской Федерации определяют приоритетное значение ГТС при оценке геоэкологических рисков во всей газовой отрасли. При этом элементы подсистемы, обозначенные как компрессорные станции, промышленные и хозяйственно-бытовые объекты определяют точечное воздействие на окружающую среду, а линейная часть газопроводов и подъездные дороги – соответственно, линейное.

Рис. 2. Декомпозиция подсистемы «транспорт газа» для оценки геоэкологических рисков.

Для моделирования воздействия объектов транспорта газа на состояние окружающей среды необходимо выделять их на следующих этапах:

1)                Этап сооружения газопроводов:

·                   Аварии при сооружении и испытаниях линейной части, газоперекачивающих агрегатов и дополнительного оборудования;

·                   Техногенное воздействие при строительстве объектов транспорта газа (эрозия, солифлюкация, оползни, изменение водного режима, нарушение режима особо охраняемых природных территорий, воздействие на миграции животных и т. д.);

·                   Эмиссия вредных веществ при работе строительной техники.

2)                Этап эксплуатации газопроводов:

·                   Аварии на промышленных объектах, включая компрессорные станции и линейную часть;

·                   Утечка газа на компрессорных станциях и линейной части;

·                   Выбросы вредных веществ при сгорании природного газа на компрессорных станциях;

·                   Температурные воздействия в районах пермофроста с проявлением термокарстовых процессов.

Следует иметь в виду, что основное воздействие на окружающую среду оказывает эксплуатация газотурбинных приводов на компрессорных станциях (КС), так как на топливный газ приходится 80% от общего расхода на собственные технологические нужды. Величина отношения расхода на топливного газа к количеству транспортируемого газа характеризует эффективность работы компрессорной станции. При работе КС по сложившейся технологической схеме данный показатель оценивается в 33 м3/млн. м3* км. Этот объем газа сжигается на компрессорных станциях с выделением в дискретных точках трассы газопровода вредных веществ в виде оксидов азота и других вредных веществ (оксилы углерода, оксиды серы, соединения тяжелых металлов, летучие органические соединения и др.). Состав эмитируемых вредных веществ зависит от состава природного газа, что также является одним из компонентов геоэкологических рисков.

За последние годы был проведен целый комплекс исследований, направленный на сокращение выбросов вредных веществ при эксплуатации газопроводов, в том числе с продуктами сгорания на КС.

Величины критических нагрузок эмитируемых при работе газокомпрессорных станций окислов азота, серы и других поллютантов могут быть рассчитаны для каждой экосистемы на территории того или иного региона. Расчет критических нагрузок осуществляется для всех возможных комбинаций почв и растительных видов в случае наземных экосистем или водной биоты (включая рыб) и природных типов вод для водных экосистем. Принимая во внимание широкое разнообразие экосистем, величины критических нагрузок азота сравниваются с поступлением его соединений с атмосферными осадками. Выявляются экосистемы, для которых величины критических нагрузок повышены. Сопоставляя величины превышений для различных регионов, можно определить такой уровень необходимого сокращения эмиссии соединений азота и других поллютантов, чтобы величины критических нагрузок не были превышены. Это сокращение должно осуществляться как на локальном, так и на региональном уровне, поскольку соединения азота за время жизни в атмосфере могут быть перенесены на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Часто подобный перенос осуществляется в трансграничном и даже в трансконтинентальном масштабе, что требует международных подходов для снижения эмиссии соединений загрязняющих веществ в атмосферу. Расчеты снижения выбросов поллютантов производится с использованием эколого-экономических оптимизационных моделей, позволяющих оценить изменение уровней превышений критических нагрузок в течение длительного периода времени в самых различных частях ГТС ЕСГ России.

Далее, необходимо рассмотреть и обратное влияние геоэкологических факторов на состояние ГТС с тем, чтобы учитывать соответствующие геоэкологические риски. Среди этих рисков могут быть названы следующие:

·                   Коррозионные нарушения трубопроводов за счет агрессивной физико-химической  и биологической среды;

·                   разрывы трубопроводов при деформациях грунтов различной природы  (поверхностная эрозия, солифлюкация, оползни, термокарст, проседания, водные размывы).

Важно также учитывать и более сложно структурированные геоэкологические факторы и связанные с ними риски. Так, анализ пространственно-временного распределения аварий на линиях газопроводных сетей в пределах территории Восточно-Европейской платформы в совокупности с некоторыми параметрами, отображающими ее современную геодинамическую активность, указывает на более чем однозначную приуроченность аварийных ситуаций к геоструктурным нарушениям земной коры и коррелируемость с периодами активизации платформы под влиянием ее колебательных движений. Более детальное изучение данной зависимости позволит значительно снизить геоэкологические риски и аварийность на трубопроводах.

4. Переработка газа.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных газовых месторождений. Предварительно газы очищают  от механических примесей (частиц пыли, песка, окалины и т. д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухи газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

В общей системе газовой отрасли перерабатывающие заводы относятся к потребителям природного газа. Особенность рассмотрения таких потребителей заключается в том, что они входят в подотрасль «газовая промышленность». Подсистеме переработки природного газа включает производство продукции, выпускаемой в настоящее время (сжиженный углеводородный газ, метанол, моторные топлива, мазут), а также перспективных компонентов, связанных с технологией глубокой переработки добываемого сырья (сжиженный природный газ, гелий, полиолефины, синтетическое жидкое топливо и т. д.) (рис. 3).

Реактор получения эфира

ДМЭ 

                                                                       Метанол                          (дизтопливо)          

Реактор  получения метанола

Двигатель

Газ                                  Синтез-газ             

Вода                                 СО+Н2      

Реактор получения бензина

Электричество                                                                 Высокооктановый

                                                                                                               бензин

Рис. 3. Схема переработки природного газа.

Для всех перечисленных элементов переработки разрабатываются специальные математические модели, которые позволяют распределить эти объекты с привязкой к узлам всей системы газовой отрасли, сроками строительства, а также охарактеризовать взаимообусловленные геоэкологические риски в системе «переработка газа – окружающая среда». К их числу относятся:

·                   загрязнение окружающей среды (воздух, почвы, природные воды);

·                   воздействие на здоровье человека;

·                   социально-экологические риски;

·                   риски строительства и эксплуатации объектов переработки газа в сложных природно-климатических условиях, например, строительство заводов СПГ в заполярье.

5. Сооружение морских трубопроводов. Оценка опасности участков

газопроводов, проходящих через морские акватории.

Морские трубопроводные системы – сложнейшие технические объекты, работающие в трудных природных условиях. Они являются эффективными средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов континентального шельфа морей и океанов. В ближайшие десятилетия с увеличением добычи газа из месторождений  шельфа России потребности в морских трубопроводах будут нарастать.

Ключевым вопросом проектирования морских трубопроводов являются выбор и обоснование его основных конструктивных параметров, таких как материал труб, их наружный диаметр и толщина стенки, способ монтажа, а также защиты от коррозии, обеспечения устойчивости и других эксплуатационных  характеристик. Окончательную конструкцию морских трубопроводов выбирают после сравнительного технико-экономического анализа различных вариантов с учетом конкретных условий строительства и эксплуатации.

Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей Российской экономики. Доходы от экспорта газа составляют значительную часть общих валютных поступлений. Повышение эффективности работы газовой отрасли является важной государственной задачей, от решения которой зависит выполнение многих государственных программ. Строительство новых газопроводов – одно из направлений совершенствования работы газовой отрасли. В последнее время широкое развитие получило строительство газопроводов по морскому дну.

Строительство газопроводов по дну моря сопряжено с определенным риском. Одним из факторов риска является наличие мин, оставшихся со времен второй и первой мировых войн. Опыт разминирования последних лет показывает, что многие из этих боеприпасов до сих пор представляют реальную опасность.

Кафедра защиты населений и территорий на военное время Военно-инженерной академии разработала методические подходы к оценке опасности участков газопроводов, проходящих через морские акватории.

Для количественной оценки минной опасности используются следующие исходные данные: диаметр трубопровода, толщина стенки трубопровода, толщина бетонного слоя, тип и толщина антикоррозионного покрытия, характеристика грунта, способ укладки трубопровода, максимальная глубина на участке, координаты минных полей, наименование мин, которые могут встречаться в различных районах постановки мин и остаточная плотность минирования. Для визуальной оценки минной опасности на карту наносится трасса газопровода, а затем обозначаются минные поля, через которые она проходит. Это позволяет сделать предварительный вывод о том, какие участки могут быть отнесены к наиболее опасным.

Далее трасса трубопровода разбивается на участки со схожими характеристиками, с выявлением их показателей. Сложность работы обуславливается тем, что в районах минных постановок встречаются мины времен первой и второй мировых войн, оснащенные взрывателями различных типов и имеющие различную массу взрывчатого вещества. Поэтому на первом этапе необходимо произвести сбор данных и анализ характеристик различных типов мин, а также рассчитать количество мин, взрыв которых мог бы привести к повреждению трубопровода. Для решения этой задачи определяется избыточное давление во фронте ударной волны способное привести к разрушению трубопровода при заданной толщине стенки, диаметре трубы, заданной глубине и других показателях, характеризующих прочность газопровода.

Как показывают расчеты, степень прочности определяется в первую очередь толщиной стенки трубы и способом ее укладки.

Наиболее уязвимыми являются участки трубопровода, которые проходят по поверхности дна, без заглубления.         

На основе анализа различных видов боеприпасов в зависимости от типов взрывателей приводятся внешние факторы воздействия которые могут привести к взрыву мин в каждом конкретном районе и виды хозяйственной деятельности, осуществление которой может угрожать подрывом морских боеприпасов. Вырабатываются общие рекомендации по разминированию с учетом опыта последних лет.

Далее будет приведен анализ внешних факторов, которые необходимо рассчитывать при расчете вероятностей несанкционированного подрыва мин.

Таким образом, накопленный в Военно-инженерной академии опыт по применению зарядов конденсированных взрывчатых веществ, определению параметров ударных волн в различных средах, в том числе и в воде, определения внутренних усилий в конструкциях сооружений при действии взрывных нагрузок позволяет успешно определять вероятности разрушения трубопроводов, проходящих через морские акватории с минной опасностью.

Рис. 5. Дерево событий, приводящих к формированию несанкционированных подрывов мин.

Страницы: 1, 2, 3