CC BY
19
Ключевые слова:
магистральный транспорт газа, газотранспортный коридор,
снижение объемов
транспортировки
газа,
вывод
из эксплуатации
избыточных
мощностей,
ликвидация,
компрессорная
станция,
нитка
магистрального газопровода.
УДК 621.644
Оценка возможности вывода из эксплуатации избыточных газотранспортных мощностей
И.О. Стурейко1*, Р.Я. Грыб1, А.В. Котенева1, С.В. Полякова1
1 ООО «НИИгазэкономика», Российская Федерация, 105066, г. Москва, ул. Старая Басманная, д. 20, к. 8 * E-mail: i.stureyko@econom.gazprom.ru
Тезисы. Рассматриваются сложности решения задачи вывода из эксплуатации незадействованных газотранспортных мощностей. Показано, что в отличие от задачи развития задача вывода мощностей не имеет однозначного решения и требует наложения дополнительных ограничений.
Рассмотрены предельные случаи и показаны общие результаты моделирования применительно к возможности ликвидации компрессорных мощностей и линейной части газопровода в зависимости от загрузки газотранспортного коридора.
В настоящее время наблюдается смещение основной газодобычи в России из Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) на п-ов Ямал [1]. Оценивая перспективы добычи в рамках Генеральной схемы развития газовой отрасли России, можно видеть, что в ближайшие 15 лет ожидается снижение поступления природного газа из НПТР в газотранспортную систему и в основном это коснется Центрального газотранспортного коридора [2].
По данному направлению «вилка» объемов в прогнозе достигает 30 млрд м3/год, что соответствует проектной загрузке одной нитки магистрального газопровода Ду14201 с рабочим давлением 75 кгс2. Таким образом, на горизонте планирования 2035 г. ожидается снижение поступления газа в Центральный газотранспортный коридор на 100... 130 млрд м3/год. Такое снижение загрузки соответствует приблизительно 30.. .40 % проектной производительности. В данной ситуации необходимо обеспечить эффективную эксплуатацию основных производственных фондов и, как следствие, снизить эксплуатационные затраты за счет незадействованных мощностей.
Вместе с тем представленное снижение потока газа по Центральному газотранспортному коридору отражает среднегодовую загрузку. При оценке необходимых мощностей нужно учесть загрузку в режиме «холодной пятидневки» (зимний пиковый режим транспорта газа), а в южных регионах - летний пиковый режим, соответствующий максимальной закачке газа в подземные хранилища, а также пики, обусловленные планово-предупредительными работами и возможными нештатными ситуациями. Кроме того, следует учесть реализуемые в Единой системе газоснабжения проекты: формирование поставок газа из нового газодобывающего региона п-ова Ямал по маршруту Бованенково - Ухта - Грязовец - «Славянская»3 - «Северный поток», поставка газа по направлению «Сила Сибири-2», возможности увеличения поставок в направлениях «Турецкого потока» и Казахстана.
Все эти проекты и факторы неопределенности должны быть учтены при рассмотрении вопроса вывода из эксплуатации избыточных газотранспортных мощностей, чтобы стремление к экономии текущих эксплуатационных затрат не обернулось необходимостью восстанавливать поспешно ликвидированные компрессорные цеха Центрального газотранспортного коридора. Поэтому приступая к оценке возможности вывода мощностей из эксплуатации, должно определиться, в каком составе выводить мощности и как учесть все факторы неопределенности, т.е. ответить на вопрос:
1 Трубы условным диаметром (Ду) 1420 мм.
2 См. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.
3 Компрессорная станция (КС) «Славянская».
Таблица 1
ЭЗ в расчете на характерное ЛПУ в зависимости от суточной потоковой загрузки
и числа ниток ЛЧ, млн руб.
Поток газа, млн м3 Загрузка МГ, % Количество эксплуатируемых ниток ЛЧ
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1
1000 100 6157,3
950 95 5566,7
900 90 5035,0 5541,6
850 85 4559,3 4954,3
800 80 4136,4 4432,1 4925,9
750 75 3763,1 3971,3 4342,7
700 70 3436,5 3568,1 3832,3 4310,1
650 65 3153,3 3218,5 3389,8 3732,2
600 60 2910,5 2918,8 3010,5 3236,8 3694,4
550 55 2705,0 2665,0 2689,4 2817,3 3123,5
500 50 2533,7 2453,5 2421,7 2467,7 2647,6 3078,7
450 45 2393,4 2280,3 2202,5 2181,4 2257,9 2517,5
400 40 2281,0 2141,6 2026,9 1952,1 1945,8 2068,2 2462,9
350 35 2193,6 2033,6 1890,2 1773,6 1702,8 1718,2 1916,1
300 30 2127,8 1952,4 1787,5 1639,4 1520,2 1455,3 1505,2 1847,2
250 25 2080,7 1894,3 1713,9 1543,3 1389,3 1266,8 1210,8 1323,8
200 20 2049,1 1855,3 1664,6 1478,8 1301,6 1140,5 1013,5 972,9 1231,5
150 15 2030,0 1831,7 1634,6 1439,7 1248,4 1063,9 893,8 760,1 752,6
100 10 2020,1 1819,5 1619,3 1419,7 1221,1 1024,6 832,3 650,8 506,7 615,7
50 5 2016,5 1815,0 1613,6 1412,3 1211,0 1010,1 809,6 610,6 416,1 253,4
Примечание: цветом показаны такие сочетания заданных параметров, когда со снижением потока газа при уменьшении количества эксплуатируемых ниток снижаются ЭЗ.
сколько и какие газоперекачивающие мощности можно ликвидировать при условии сохранения необходимого уровня надежности поставок газа потребителям4?
Традиционно в течение всей истории отечественного магистрального транспорта газа Мингазпромом СССР, а позднее «Газпромом» как его преемником ставилась задача развития мощностей. Задача развития мощностей хорошо проработана и является однозначной: в случае необходимости увеличить объемы транспортировки следует построить еще одну нитку магистрального газопровода (МГ). Доходной частью для оценки эффективности проекта в этом случае является увеличение объемов реализации газа. Рассматривая задачу сокращения мощностей, можно видеть совершенно иную картину: доходная часть - это сокращение эксплуатационных затрат, а количество вариантов решения задачи на многониточном коридоре очень велико.
Далее на примере типового линейного производственного управления (ЛПУ) рассмотрены различные варианты вывода избыточных мощностей из эксплуатации. Состав
4 См. СТО Газпром 2-2.1-512-2010. Обеспечение системной надежности транспорта газа и стабильности поставок газа потребителям.
эксплуатируемых объектов [2] типового ЛПУ принят следующим: протяженность эксплуатируемого участка системы МГ - 100 км; на участке расположены 10 ниток линейной части (ЛЧ) МГ Ду 1400x75 и одна КС, состоящая из 10 компрессорных цехов (КЦ), оснащенных 44 газоперекачивающими агрегатами (ГПА). Максимальный поток газа по системе МГ в зоне ответственности ЛПУ - 1000 млн м3/сут, что составляет 100%-ную загрузку системы.
Суммарные эксплуатационные затраты (ЭЗ) ЛПУ (табл. 1, рис. 1) определены в детализации следующих статей расходов:
• затраты на газ собственных нужд;
• капитальный ремонт (КР) ГПА;
• прочие ЭЗ по КС;
• КР ЛЧ;
• прочие ЭЗ на ЛЧ.
Изучены три подхода к выводу из эксплуатации излишних мощностей:
• вариант 1 - вывод КЦ с сохранением всех мощностей по ЛЧ МГ;
• вариант 2 - вывод ЛЧ МГ с соответствующими КЦ;
• вариант 3 - вывод ЛЧ МГ с максимальным выводом излишних мощностей по КС.
ю 7
л
«
& 6
го
т 5
10
■ Нитки ЛЧ, шт.: — 10 о
— 1
20
30
40
50
60
70
80
90 100
Загрузка, %
Рис. 1. ЭЗ для характерного ЛПУ в зависимости от потоковой загрузки МГ и числа ниток ЛЧ:
здесь и далее в табл. 1 и на рис. 3 количество КЦ соответствует числу ниток ЛЧ
4
1
0
0
Критерием выбора наиболее целесообразных вариантов вывода из эксплуатации газотранспортных мощностей является минимизация суммарных ЭЗ и срока окупаемости ликвидационных затрат (за счет сокращения эксплуатационных расходов). В соответствии с рассмотренными вариантами смоделировано сокращение загрузки системы МГ со 100 до 5 % путем определения необходимых для выполнения то-варотранспортной работы объемов рабочих газотранспортных мощностей и изменения соответствующих ЭЗ, а также возникающих объемов излишних мощностей и затрат на их ликвидацию (табл. 2, рис. 2). Изменение ЭЗ при снижающемся потоке газа связано с изменением затрат на газ собственных нужд и капитальный ремонт ГПА, другие статьи расходов при снижении потока сохраняются прежними, так как все объекты остаются в эксплуатации.
Результаты расчета ЭЗ при выводе из эксплуатации излишних КЦ при снижающейся загрузке системы МГ (вариант 1) представлены в табл. 3. Средний показатель затрат на ликвидацию одного КЦ рассчитывался исходя из утвержденного ПАО «Газпром» Плана ликвидации избыточных мощностей в зоне ответственности ООО «Газпром трансгаз Москва»5. Экономия эксплуатационных расходов при выводе из эксплуатации КЦ ожидается за счет снижения расходов на газ собственных нужд,
См. Р Газпром 085-2010. Методика по оценке затрат на ликвидацию объектов транспорта газа.
исключения ремонтов ликвидированных ГПА и уменьшения постоянных расходов по ликвидированным КЦ. Вывод из эксплуатации одного КЦ позволяет достигать экономии ЭЗ в размере 95,9 млн руб.
Вариант 2 предусматривает одновременную ликвидацию нитки ЛЧ и соответствующего КЦ. Экономия планируется за счет снижения ЭЗ по ЛЧ и КС (табл. 4). Необходимо отметить, что при загрузке МГ свыше 55 % вывод из эксплуатации очередной нитки ЛЧ с КЦ приводит к росту ЭЗ, обусловленному ростом расходов на газ собственных нужд. Таким образом, ликвидация одной нитки ЛЧ и соответствующего КЦ представляется экономически обоснованной при загрузке не более 55 % (см. рис. 1, табл. 4). До этого порогового значения экономии ЭЗ нет из-за пережога топливного газа при дозагрузке оставшихся в эксплуатации мощностей. Вывод из эксплуатации двух ниток ЛЧ вместе с соответствующими КЦ целесообразен при падении загрузки МГ ниже 50 %, трех ниток и трех КЦ - при загрузке ниже 45 % и т.д. (см. табл. 4).
На основании Р Газпром 085-2010 средняя стоимость ликвидации одной нитки ЛЧ Ду 1400 мм (протяженность - 100 км) определена в размере 1010,3 млн руб. На основе показателей ожидаемой годовой экономии ЭЗ выполнена оценка простой (без учета дисконтирования) окупаемости ликвидационных затрат по мощностям ЛЧ и КС. Так, для варианта 2 минимальный срок простой окупаемости затрат
<ч
<4
<4
00 <4
%
г к
кто
о оП
а ц
ба аТ
Ч
Л
е т с о
х е с в
а р
х о с
а
я а
та
у
л п с к
т
а
П о в
2
в
о
т е
ч
у
с а з а г е к о т о п
№
с мс
е
В 2
а
с
и р
п
м
Э
%
г к
кто
о оП
на ликвидацию участка газопровода протяженностью 100 км (одна нитка) за счет экономии ЭЗ на данном участке составляет 6 лет (рис. 3).
Окупаемость ликвидационных затрат обеспечивается за счет экономии эксплуатационных расходов, при этом затраты на ликвидацию одной нитки ЛЧ и одного КЦ (9 ниток и 9 КЦ остаются в эксплуатации) при 50%-ной загрузке мощностей окупятся за 15 лет, а при 5%-ной загрузке - за 6 лет за счет большей экономии ЭЗ (см. рис. 3). Ликвидация двух ниток ЛЧ с двумя КЦ может окупиться за 16 лет при снижении загрузки до 45 %, в случае дальнейшего снижения загрузки до 5 % срок окупаемости составит 6 лет. Далее целесообразна ликвидация ниток ЛЧ вместе с КЦ соответственно:
• трех при падении загрузки до 40 % -окупаемость 17 лет (загрузка 5 % - окупаемость 6 лет);
• четырех при падении загрузки до 35 % -окупаемость 17 лет (загрузка 5 % - окупаемость 6 лет);
• пяти при падении загрузки до 30 % -окупаемость 10 лет (загрузка 5 % - окупаемость 6 лет);
• шести при падении загрузки до 25 % -окупаемость 9 лет (загрузка 5 % - окупаемость 6 лет);
• семи при падении загрузки до 20 % -окупаемость 9 лет (загрузка 5 % - окупаемость 6 лет);
• восьми при падении загрузки до 15 % -окупаемость 9 лет (загрузка 5 % - окупаемость 6 лет);
• девяти при падении загрузки до 5 %, срок окупаемости составит 8 лет.
Как отмечалось, вариант 3 предусматривает вывод из эксплуатации ЛЧ МГ с максимальным выводом излишних мощностей по КС, после которого в эксплуатации остается КЦ меньше, чем ниток ЛЧ. Принятое в расчете необходимое количество рабочих КЦ представлено в табл. 5. В отличие от варианта 2 в данном случае при сокращении потока газа (загрузки МГ) из эксплуатации выводятся все излишние для рассматриваемого количества эксплуатируемых ниток ЛЧ мощности КЦ. Следует обратить внимание, что при одинаковой загрузке для различного количества эксплуатируемых ниток ЛЧ необходимо различное количество рабочих КЦ (см. табл. 5).
Результаты расчета ЭЗ при выводе из эксплуатации ЛЧ МГ с максимальным выводом
ю 9 £
а8
í 7
■ прочие ЭЗ на ЛЧ ■ КРЛЧ 1 прочие ЭЗ по КС ■ КРГПА ■ топливный газ .
-
IIIII111IIIIIIII1111IIIIIIIXJU
100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5
Загрузка, %
Рис. 2. Структура ЭЗ при сокращении загрузки системы МГ
Таблица 4
Годовая экономия ЭЗ при ликвидации ЛЧ МГ с соответствующими КЦ, млн руб.
Поток газа,
Количество эксплуатируемых ниток ЛЧ
млн м3 МГ, % 9 8 7 6 5 4 3 2 1
1000 100
950 95
900 90 -506,6
850 85 -395,0
800 80 -295,8 -493,7
750 75 -208,2 -371,3
700 70 -131,6 -264,2 -477,8
650 65 -65,2 -171,4 -342,4
600 60 -8,2 -91,7 -226,3 -457,6
550 55 40,0 -24,3 -128,0 -306,2
500 50 80,2 31,8 -46,0 -179,9 -431,1
450 45 113,1 77,8 21,1 -76,5 -259,6
400 40 139,4 114,7 74,8 6,3 -122,3 -394,7
350 35 160,0 143,4 116,7 70,7 -15,4 -197,9
300 30 175,4 164,9 148,1 119,2 64,9 -50,0 -341,9
250 25 186,4 180,4 170,6 153,9 122,5 56,0 -113,0
200 20 193,8 190,7 185,8 177,2 161,1 127,1 40,5 -258,5
150 15 198,3 197,0 194,9 191,3 184,5 170,2 133,7 7,5
100 10 200,6 200,2 199,6 198,5 196,5 192,3 181,5 144,1 -109,0
50 5 201,5 201,4 201,4 201,2 201,0 200,4 199,1 194,4 162,8
излишних мощностей КС представлены на рис. 4 и в табл. 6. При снижении загрузки до 40 % и ниже ликвидация ЛЧ (см. выделенные цветом ячейки табл. 6) дает положительный эффект, но при этом экономия ЭЗ отсутствует при выводе из эксплуатации максимально возможного для рассматриваемой загрузки количества ниток ЛЧ. Кроме того, нужно отметить, что эффект экономии ЭЗ (табл. 7) соответствует расчетным ситуациям, предусматривающим эксплуатацию лишь одного КЦ (т.е. максимальный эффект экономии ЭЗ за счет отсутствия постоянных ЭЗ по КЦ).
В результате ликвидации предусматривается экономия за счет снижения ЭЗ по ЛЧ и КС, при этом необходимо отметить, что при загрузке МГ свыше 40 % вывод из эксплуатации очередной нитки приводит к росту ЭЗ, обусловленному ростом расходов на газ собственных нужд и необходимостью эксплуатировать большее количество КЦ.
На основе показателей ожидаемой экономии эксплуатационных затрат в год (см. табл. 7) выполнена оценка простой окупаемости ликвидационных затрат по мощностям ЛЧ. Важно: поскольку, как отмечалось, ожидаемая
20
н
£
О §
и
л =
¿Г15
10
Количество ниток, оставшихся в эксплуатации, шт.
30 40 50
Загрузка МГ, %
Рис. 3. Окупаемость ликвидационных затрат при выводе из эксплуатации ниток ЛЧ и мощностей КС
Таблица 5 Необходимое количество рабочих КЦ
Загрузка МГ, %
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
Количество эксплуатируемых ниток ЛЧ
10
10
7
3
1
ю 7
л
«
& 6
го
т 5
Нитки ЛЧ, шт.: . — 10 О
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90 100
Загрузка, %
Рис. 4. ЭЗ характерного ЛПУ в зависимости от суточной потоковой загрузки и числа ниток МГ (с выводом избыточных КЦ)
экономия реализуется при эксплуатации одного КЦ для всех рассмотренных количеств эксплуатируемых ниток ЛЧ, то отличия в уровне ЭЗ связаны только с эксплуатацией ЛЧ. Поэтому оценка окупаемости ликвидационных затрат выполнена с учетом расходов на проведение ликвидационных работ только по ЛЧ.
Минимальный срок простой окупаемости затрат на ликвидацию участка газопровода протяженностью 100 км (одна нитка) за счет экономии затрат на эксплуатацию данного участка при
варианте 3 с выводом ниток ЛЧ и максимального количества КЦ составляет 10 лет (рис. 5).
Ликвидация одной нитки ЛЧ может окупиться при снижении загрузки до 40 %, при этом срок окупаемости составит 23 года, в случае дальнейшего снижения загрузки до 5 % срок окупаемости составит 10 лет. Окупаемость ликвидации последующих ниток соответственно составит:
• двух: 53 года (загрузка 40 %), 21 год (загрузка 35 %), 10 лет (загрузка 5 %);
9
8
9
7
8
6
7
8
5
6
7
4
3
3
2
5
2
2
5
0
Таблица 6
ЭЗ характерного ЛПУ в зависимости от потоковой загрузки и числа ниток (с выводом избыточных КЦ), млн руб.
Поток газа, млн м3 Загрузка МГ, % Количество эксплуатируемых ниток ЛЧ
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1
1000 100 8577,3
950 95 7545,6
900 90 6607,4 7719,6
850 85 5757,8 6693,1
800 80 4991,8 5770,0 6861,8
750 75 4304,6 4944,1 5842,0
700 70 3691,1 4209,2 4937,5 6004,1
650 65 3146,6 3559,5 4140,6 4992,6
600 60 2761,9 2988,7 3443,6 4111,7 5146,4
550 55 2340,4 2586,7 2839,0 3351,3 4146,0
500 50 2069,0 2155,6 2318,9 2701,4 3296,0 4288,7
450 45 1750,8 1881,2 1971,6 2151,9 2582,7 3303,7
400 40 1572,8 1565,6 1597,6 1788,7 1992,5 2495,9 3430,9
350 35 1434,2 1394,5 1381,1 1409,9 1607,4 1845,6 2468,7
300 30 1330,1 1265,9 1218,3 1197,3 1222,2 1428,9 1721,8 2573,2
250 25 1255,4 1173,8 1101,7 1045,0 1014,9 1034,5 1159,5 1648,0
200 20 1205,4 1112,0 1023,5 942,9 875,9 834,4 846,8 996,2 1715,5
150 15 1175,0 1074,5 976,1 881,0 791,6 713,0 657,1 659,0 860,9
100 10 1159,5 1055,3 951,8 849,2 748,3 650,6 559,7 485,9 471,3 857,7
50 5 1153,7 1048,2 942,8 837,5 732,4 627,7 523,8 422,1 327,8 283,6
Примечание: здесь и на рис. 4 данные приведены с учетом вывода как КЦ, так и ЛЧ. Количество КЦ см. в табл. 5.
Таблица 7
Ожидаемая годовая экономия ЭЗ при ликвидации ЛЧ и максимальном выводе избыточных мощностей КС, млн руб.
Поток газа, млн м3 Загрузка МГ, % Количество эксплуатируемых ниток ЛЧ
9 8 7 6 5 4 3 2 1
1000 100
950 95
900 90 -1112,2
850 85 -935,4
800 80 -778,2 -1091,9
750 75 -639,5 -897,9
700 70 -518,1 -728,2 -1066,7
650 65 -412,9 -581,1 -852,1
600 60 -226,7 -455,0 -668,1 -1034,7
550 55 -246,3 -252,3 -512,3 -794,7
500 50 -86,7 -163,3 -382,5 -594,6 -992,6
450 45 -130,4 -90,4 -180,3 -430,8 -721,0
400 40 7,2 -32,0 -191,1 -203,8 -503,4 -935,0
350 35 39,7 13,4 -28,9 -197,5 -238,1 -623,2
300 30 64,1 47,6 21,0 -24,9 -206,7 -292,9 -851,4
250 25 81,7 72,1 56,7 30,1 -19,6 -125,0 -488,6
200 20 93,4 88,5 80,6 67,0 41,5 -12,4 -149,5 -719,2
150 15 100,5 98,4 95,1 89,4 78,6 55,9 -1,9 -201,9
100 10 104,2 103,5 102,6 100,9 97,7 90,9 73,8 14,6 -386,4
50 5 105,5 105,4 105,3 105,1 104,7 103,9 101,7 94,3 44,2
Й 60
н
13
8 50 =
* 40 О
30
20
10
Нитки ЛЧ, шт.:
/
10 лет
0
5 10 15 20 25 30 35 40
Загрузка МГ, %
Рис. 5. Срок окупаемости ликвидационных затрат при выводе ниток ЛЧ и избыточных мощностей КЦ
• трех: 49 лет (загрузка 35 %), 19 лет (загрузка 30 %), 10 лет (загрузка 5 %);
• четырех: 43 года (загрузка 30 %), 17 лет (загрузка 25 %), 10 лет (загрузка 5 %);
• пяти: 38 лет (загрузка 25 %), 15 лет (загрузка 20 %), 10 лет (загрузка 5 %);
• шести: 32 года (загрузка 20 %), 13 лет (загрузка 15 %), 10 лет (загрузка 5 %);
• семи: 27 лет (загрузка 15 %), 12 лет (загрузка 10 %), 10 лет (загрузка 5 %);
• восьми: 21 год (загрузка 10 %), через 10 лет (загрузка 5 %);
• девяти: 15 лет при загрузке 5 %.
Учитывая вышесказанное, можно сделать следующие заключения:
1) вывод из эксплуатации избыточных мощностей КС путем ликвидации КЦ позволяет достичь существенной экономии ЭЗ, обеспечивающей окупаемость расходов на ликвидацию примерно за 2 года;
2) вывод из эксплуатации ЛЧ МГ с соответствующими КЦ целесообразен при падении загрузки коридора до 55 % (10 ниток ЛЧ) и ниже. До этого граничного значения отсутствует эффект экономии затрат при выводе из эксплуатации ниток ЛЧ с КЦ в связи с ростом расходов на газ собственных нужд, обусловленным неоптимальными технологическими режимами, складывающимися при выводе из эксплуатации ниток с КЦ. Максимальный
срок окупаемости ликвидации нитки ЛЧ с соответствующим КЦ может составить 17 лет, минимальный - 6 лет. Срок окупаемости зависит от загрузки МГ, при которой осуществляется вывод мощностей, определяющей уровень затрат по статьям расходов «Газ собственных нужд» и «КР»;
3) вывод из эксплуатации ЛЧ МГ при максимальном выводе излишних мощностей КС (т.е. в эксплуатации остается больше ниток ЛЧ, чем КЦ) целесообразен при падении загрузки до 40 % (10 ниток ЛЧ) и ниже. До этого граничного значения отсутствует эффект экономии затрат в связи с ростом расходов на газ собственных нужд при выводе мощностей. Срок окупаемости ликвидационных расходов может превысить 50 лет, что не является приемлемым. Минимальный срок окупаемости ликвидационных расходов при указанном подходе к выводу излишних мощностей составит 10 лет. Исходя из предпочтительности непревышения данного срока окупаемости, ликвидация линейной части МГ при условии такого подхода целесообразна только при минимальной загрузке МГ (в рассмотренном примере - 5 %).
Анализ результатов моделирования ЭЗ по рассмотренным сценариям показывает следующее:
• вывод из эксплуатации излишних мощностей КС позволяет достичь положительных экономических результатов (экономии ЭЗ и окупаемости ликвидационных расходов в приемлемые сроки);
• ликвидация ЛЧ МГ с соответствующими КЦ целесообразна лишь при значительном снижении загрузки МГ, а принимая во внимание высокую затратность ликвидационных работ применительно к ЛЧ, вывод ее из эксплуатации может окупиться не менее чем за 6 лет (при максимальном снижении загрузки газопроводов);
• ликвидация ЛЧ МГ при максимальном выводе из эксплуатации мощностей КС приводит к значительному перерасходу газа собственных нужд и является нецелесообразной.
Таким образом, в соответствии с представленными результатами для дальнейших расчетов по оптимизации газотранспортных мощностей рекомендуется принимать сценарий вывода мощностей только по КС, при котором ЛЧ МГ остается в эксплуатации.
Список литературы
1. Генеральная схема развития газовой отрасли Российской Федерации на период до 2030 года / утв. приказом Минэнерго России от 06.06.2011 № 213.
2. Посягин Б.С. Справочное пособие для работников диспетчерских служб газотранспортных систем / Б.С. Посягин, В.Г. Герке. - М.: Газпром экспо, 2015. - 795 с.: ил.
Estimation of possibilities to withdraw excess gas-transport facilities from use
I.O. Stureyko1*, R.Ya. Gryb1, A.V. Koteneva1, S.V. Polyakova1
1 Nllgazekonomika LLC, Bld. 8, Estate 20, Staraya Basmannaya street, Moscow, 105066, Russian Federation * E-mail: i.stureyko@econom.gazprom.ru
Abstract. The difficulties in withdrawal of exceed gas-transport facilities from operation are discussed. It is shown that in contrast to a task of gas system development the problem of facilities withdrawal doesn't have any one-to-one solution and needs additional restrictions.
The marginal cases are studied, and the general results of simulation are presented regarding possibility to liquidate compressor departments and linear parts of pipelines depending on work-load of gas-transporting corridors.
Keywords: main gas transport, gas-transport corridor, decrease of gas flows, withdrawal of excess facilities, liquidation, compressor station, compressor department, gas pipeline.
References
1. MINISTRY OF ENERGY OF RUSSIAN FEDERATION. General scheme of gas industry development in Russia up to 2030 [Generalnaya skhema razvitiya gazovoy otrasli Rossiyskoy Federatsii na period do 2030 goda]. (Russ.).
2. POSYAGIN, B.S., V.G. GERKE. Reference manual for the employees of gas-transport dispatcher services [Spravochnoye posobiye dly rabotnikov dispetcherskikh sluzhb gazotransportnykh system]. Moscow: Gazprom expo, 2015. (Russ.).
