Реферат: Газові мережі: класифікація та їх трасування

¾ гравітаційні, які залежать від маси продукту, що транспортується, а також маси труби, антикорозійного покриття з обмотувальною ізоляцією, залізобетонного покриття та органічною наросту;

¾ гідродиманічні, які включають гідродинамічну піднімальну силу та гідродинамічну силу тяги, величина яких залежить від швидкості та напрямку течії;

¾ інерційні, що включають вертикальну та горизонтальну сили гідродинамічної інерції: архімедові сила; реакція грунту; сила тертя трубопроводу до морського дна.

Навантаження, що діють на підводний трубопровід, змінюються за величиною, напрямом, частотою та інтенсивністю у значному діапазоні. Одночасна їх дія можлива в найрізноманітніших комбінаціях. Деякі навантаження можуть бути визначені з достатньою точністю, але безумовна більшість з них обчислюється надто наближено. Зокрема, це стосується навантажень, що залежать від зовнішніх впливів на трубопровід, і е непостійними навіть на дуже коротких ділянках траси. Відзначимо, що перелічені навантаження та зовнішні виливи не вичерпують всю сукупність взаємодії морського середовища з трубопроводом. У процесі експлуатації проявляється така велика кількість статичних та динамічних силових чинників, зумовлених специфікою морського середовища та умовами роботи трубопроводу, що прогнозування їх величини та діапазону зміни сучасними методами недостатньо достовірне. Також важко передбачити фактичне спрацювання труб та зміну перерізу трубопроводу по всій протяжності під час експлуатації і необхідно також враховувати ймовірність випадкових навантажень.

Конфігурації лінійної частини морського трубопроводу у процесі експлуатації такі ж різноманітні, як морське дно вздовж траси трубопроводу. Аналіз причин аварій підводних трубопроводів показує, що приблизно 75 % всіх пошкоджень відбувається в результаті впливу па трубопровід хвиль та течій. Цеп вплив є не лише одним з найнебезпечнішим та найпоширеніших, а й найменш прогнозованим. Так, трубопровід, укладений в траншею та засипаний піском, під час шторму може вийти на поверхню грунту та піддаватися активному впливу хвиль і течії, в результаті чого може утворитися ділянка, що провисає та коливається. Це, в свою чергу, спричинює деформацію (згин трубопроводу), призводить до розтріскування залізобетонного оболонки та розриву ізоляційною покриття, проникнення морської води до металу трубопроводу, утворення вторинних концентраторів напружень, що в комплексі викликає передчасне руйнування.

Умови експлуатації підводних трубопроводів, а особливо низькочастотна втома, сприяють послідовному накопиченню дефектів у матеріалах груб, що призводить до ймовірного їх руйнування. Наслідком цього с порушення технологічного пронесу транспортування енергоносія та забруднення навколишнього середовища.

3. Підземні сховища газу

Надійне газопостачання неможливе без наявності в системі газопроводів підземних сховищ газу (ПСГ). Необхідність ПСГ у газопровідних системах зростає із збільшенням відстані між районами видобування і споживання.

Об’єм ПСГ у газопровідній системі визначається відповідно до таких принципів:

1. Добовий відбір газу з ПСГ має відповідати продуктивності газопроводу за той самий період.

2. Кількість діб відбору має відповідати нормативному терміну усунення аварійних ситуацій або недопоставок газу у райони розміщення ПСГ у разі скорочення видобування у районі, що постачає газ.

3. Об’єм активного газу в ПСГ для пп. 1 і 2 має бути заключсний в інтервал тисків, що забезпечує подачу газу в газопровід, що обслуговується.

За виконуваними функціями ПСГ підрозділяються на припромислові — розташовані на початку газотранспортної системи, транспортні і розподільні (так звані, сховища модуляції).

Сховища, що розташовані на початку газотранспортної системи, призначені забезпечувати повну продуктивність газопроводу у разі зменшення обсягу видобування газу, а також розривають зв’язок між видобуванням і транспортуванням, дають можливість здійснювати видобування відповідно до газодинамічних характеристик родовищ. ПСГ у районі видобування може також акумулювати надлишок газу у літній період і подавати його зимою як місцевим споживачам, так і на експорт. Об’єм цих сховищ має забезпечувати закачування повної кількості надлишкового газу за літній період.

Роль транспортних ПСГ полягає в регулюванні продуктивності газопроводів великої довжини і забезпеченні надійності постачань газу у разі аварій на попередній ділянці. Розподільні ПСГ будуються поблизу великих центрів споживання і призначені забезпечувати пікові попити на газ, а також в них зберігається запас газу на випадок екстремальних ситуацій.

Наявність ПСГ в районі й великого споживання газу дає змогу розраховувати продуктивність підвідного газопроводу не на максимальну, а на середньорічну потребу.

Ці сховища призначені і для надійності експортних постачань. З цієї причини ВАТ „Газпром” (Росія) використовує українські ПСГ, а також аналогічні сховища Латвії (Інчукалнське ПСГ) і Німеччини (ПСГ „Реден”). Дуже значна частка газу зберігається в українських ПСГ. Обсяг їхнього використання Газпромом буде збільшуватися із збільшенням експорту російського газу в Західну Європу, Балканські країни і Туреччину.

У підвищенні надійності експорту російського газу в Балканські країні роль українських ПСГ зростатиме і збільшенням із об’єму Пролетарської ПСГ (Дніпропетровська обл.).

4. Трасування газових мереж

Повний комплекс інженерних досліджень як по трасі лінійної частини газопроводу, кабелю зв’язку і під’їзних автодоріг, так і на площадках розміщення установок катодного захисту і на території газової вимірювальної станції. Комплексність, деталізація й обсяги інженерні вишукування для проектування газопроводів забезпечують прийняття обгрунтованих проектних рішень.

Перед початком польових робіт у напрямку траси необхідно проводити аерофотознімання. Полеві топографо-геодезичним дослідженням повинні передувати роботи з розвитку планово-висотної мережі.

У результаті обробки виконаних польових топографо-геодезичних робіт і дешифрування аерофотознімків складаються ситуаційні плани з відображенням границь землекористувачів, великомасштабні плани смуги траси і профілі по її осі з локалізацією пересічних і паралельно наступних надземних і підземних комунікацій, а також плани і профілі переходів через природні (ріки, яри і болота) і штучні (автомобільні і залізничні) перешкоди.

При виконанні польових інженерно-геологічних досліджень, яким повинне передувати детальне вивчення фондових і архівних матеріалів з рекогносцирувальними маршрутними дослідженнями, основну увагу потрібно надавати "проблемним" ділянкам траси: у першу чергу, — зі зсувними проявами, потенційно небезпечними тектонічними активними порушеннями, концентрованими техногенними навантаженнями і т.д. З метою їхнього виявлення можна використовувати комплекс геофізичних і інженерно-геологічних методів.

Важливо відзначити, що вплив інженерно-геологічних факторів, які формують інженерно-геологічні умови для такого лінійно протяжного спорудження як магістральний газопровід, не охоплює всієї розмаїтості їх, оскільки глибина закладення труби рідко перевищує 5 м. З іншого боку, при пристрої полиць у горах можливі зрізання схилів на значно великі глибини, що саме по собі стає могутнім техногенним фактором і часто приводить до порушення рівноваги системи "навколишнє середовище — трубопровід".

Всебічний аналіз цих матеріалів і використання їх для прогнозування подальших змін інженерно-геологічних і гідрогеологічних умов під впливом техногенних факторів у підсумку визначають набір методів і обсяги робіт на різних сегментах траси. Особливу увагу при цьому потрібно звертати на активізацію несприятливих фізико-геологічних процесів, що провокуються у результаті будівництва газопроводів. В основному, це — зсуви в результаті підрізування схилів при облаштованості полиць газопроводів. Їхній прояв може стати причиною аварій на діючих газопроводах, що, крім економічного збитку від аварії, впливають на екологічний стан навколишнього середовища.

Важливим принципом забезпечення надійності газопроводу може служити принцип максимального використання геоморфологічних особливостей. Часто це коридори вже існуючих газопроводів. На ділянках, де прокладка в них була неможлива, вишукуються локальні, стійкі обходи з віддаленням від існуючих коридорів і використанням "вільних" поверхонь вододілів.

Надійність і безаварійність експлуатації будь-якого газопроводу також залежать й від дефектів, походження яких зв’язано з різними етапами виробництва, будівництва й експлуатації трубопроводу. Їх умовно можна підрозділити на кілька груп: дефекти, що виникають у процесі виробництва труб, їхнього перевезення, розвантаження, складування тощо; ті, що зв’язані з будівельним циклом (порушення технології зварювання, проектні прорахунки, що приводять до виникнення додаткових напруг тощо; ті, що виникають в процесі експлуатації (вплив зовнішнього середовища, продукту, що транспортується, умови і режими роботи, природна деградація матеріалу труби в часі). Контроль і мінімізація наслідків корозії металу труби на практичному етапі дії складають, мабуть, головну задачу і залежать від вірогідності одержуваної інформації.

Вплив безлічі факторів, що визначають міцність трубопроводу в період експлуатації, класифікується як складне і взаємозалежне, тому ресурс трубопроводу, як правило, визначають на підставі даних моніторингу технічного стану.

5. Сучасне становище системи українських газових мереж

Газорозподільні мережі щороку транспортують безпосередньо споживачам понад 60 млрд кубометрів газу (80 % споживаного в Україні).

Експлуатація величезного технічного комплексу завжди пов’язана з різними об’єктивними й суб’єктивними ризиками. Зрозуміло, така інфраструктура потребує серйозного фінансування, постійних витрат на її утримання, відновлення та оптимізацію. Уже сьогодні спливає термін амортизації близько 10 тисяч кілометрів газових мереж.

Неузгоджена політика на ринку газу призвела до невтішних результатів, зокрема різкого зниження обсягів інвестицій у розвиток державних газотранспортних та газорозподільних мереж, будівництво яких ведеться фактично за рахунок державних джерел фінансування (кошти бюджетів та підприємств НАК "Нафтогаз України").

Помітно зменшилися витрати на капітальне будівництво, яке проводять ВАТ з газопостачання та газифікації: у 2005 році порівняно з 2002 роком — утричі, хоча сума коштів, спрямованих на капітальний ремонт, збільшилась у півтора раза.

За даними ДК "Газ України", відсоток зношеності газових мереж державної власності збільшився до 40 (незважаючи на щорічне введення в експлуатацію значної кількості нових газопроводів державної власності).

При передбачених інвестиційною програмою необхідних щорічних вкладеннях у відтворення газотранспортної системи ДК "Укртрансгаз" (приблизно 2500 млн грн.) дефіцит капітальних вкладень становить майже половину[1].

6. Газотранспортна мережа України у системі газопостачання Європи

Перші в Україні газопроводи було прокладемо у 1912 р. для подачі попутного газу Бориславського нафтового родовища до промислових споживачів у містах Борислав та Дрогобич. З відкриттям першого на території України Дашавського газового родовища було побудовано газопровід завдовжки 14 км до м. Стрий, промислову експлуатацію якого розпочали у 1924 р. У цьому ж році газопровід „Дашава – Стрий” було продовжено до м. Дрогобич, а в наступному році — до м. Стебник. У 1927 р. прокладено другу нитку газопроводу „Дашава — Стрий”, а через рік — другу нитку газопроводу „Дашава — Стрий — Дрогобич” завдовжки 40 км. У 1929 р. побудовано газопровід „Дашава — Миколаїв —Львів”, довжина якого становила 82 км. Це був чи не найбільший газопровід у Європі, побудований на досить високому технічному рівні, а місто Львів стало першим серед великих міст континенту, яке користувалось природним газом.

Відкриття нових родовищ та збільшення потреб у газі сприяли тому, що на кінець 30-х років минулого століття як у Східному Прикарпатті (територія сучасної України), так і в Західному Прикарпатті (територія Польщі) було створено локальні газотранспортні мережі високого тиску, по яких газ подавався до місцевих споживачів. Загальна їх довжина перевищувала, відповідно, 300 та 500 км. Природно, що розроблялись проекти щодо я к об’єднання згаданих локальних систем, так і прокладання магістральних газопроводів для забезпеченим газом віддаленіших споживачів.

У 1942 р. під час німецької окупації було побудовано газопровід „Опари — Самбір — Перемишль — Стальова Воля” завдовжки 210 км і діаметром 300 мм, який об’єднав локальні системи газопроводів Прикарпаття. Природний газ по цьому газопроводу з Опарського родовища подавався до серпня 1944 р., коли газопровід опинився у зоні бойових дій.

Після звільнення Прикарпаття від німецької окупації, відновлення інфраструктури як на території України, так і на території Польщі, відповідно до міжурядових домовленостей, на початку 1915 р. було поновлено подачу газу по газопроводу „Омари — Самбір — Перемшиль — Стальова Воля”. Протягом 1945 р, до Польщі було поставлено 76 млн м3 українського газу. Це були перші в Європі і, можливо, у світі міждержавні передачі природного газу.

Діюча система газопроводів та існуючі між ними перемички давали можливість подавати до Польщі газ не тільки Лопарського, а й Дашавського родовища. Наприклад, якщо у 1947 р. до Стальової Волі подавався природний газ переважно з Опарського родовища, то вже у 1948 р.— головним чином з Дашавського.

З 1946 по 1950 рр. до Польщі подавалось 80-90 мли м3 газу за рік, у 1960 р. він станови в уже 242 мли м3. Для збільшення подачі газу у 1961 р. було побудовано газопровід „Комарно — Самбір — Дроздовичі”, тобто до кордону з Польщею, завдовжки 80 км і діаметром 500 мм, а у 1976 р.— у цьому ж коридорі ще один газопровід „Комарно — Дроздовичі” діаметром 720 мм і протяжністю78 км. У 1980 р.було споруджсно компресорну станцію "Комарно". Це дало можливість забезпечити надійну подачу газу до Польщі та збільшити обсяги поставок, які досягли уже в кінці 70-х років 1 млрд м3, а у 80-х роках — максимального ріння 5—6 млрд м3 за рік. В останні роки по цьому коридору здійснюється експорт як російської, так і українського газу загальним обсягом 3—4 млрд м3 за рік.

На початку 60-х років минулого століття у багатьох Європейських країнах почала відчуватися нестача власних ресурсів газу, і вони стали шукати шляхи імпорту природного газу з інших держав.

В 1967 р. по новозбудованому газопроводу „Долина — Ужгород” український газ почали подавати до Словаччини, а через рік — до Австрії. Це дало можливість уже у 1970 р. довести його експорт до 3,3 млрд м3.

70-ті роки минулого століття характеризуються істотним ростом міжнародної торгівлі газом як в середині європейського континенту, так і між Європою та північно-афрнкамськими країнами. Завершення будівництвом у 1973—1971 рр. ряду великих магістральних газопроводів на території України та тодішньої Чехословаччини дало можливість СРСР розширити експорт газу до країн Західної Європи. Так. у 1973 р. газ почали подавані до Німеччини, з 1971 р. мого стала імпортувати Італія з використанням Транс-австрійського газопроводу, по якому в середині 90-х років уже подавали понад 20 млрд м3 газу.

У 1974 р. після розширення системи газопроводів „Шебединка — Дніпропетровськ — Кривий Ріг — Ізмаїл” природний газ почав надходити до Болгарії, а через п’ять років — до Румунії. З 1976р. через систему газопроводів України починається експорт газу до Угорщини та Франції, а ще через два роки —до колишньої Югославії. Обсяги експорту газу через українську систему газопроводів швидко зростають, і вже у 1975 р. вони перевищують 16 млрд м3, а у 1980 р. досягають 50 млрд м3.

Газотранспортна система України все більше виконує роль транзитної системи. Протягом значного періоду часу газопроводами України транспортується весь газ, що подається з СРСР на експорт, лише з 1973 р. невеликі обсяги газу подаються до Польщі з території Білорусі, а з 1975 р. по окремому газопроводу газ починають експортувати до Фінляндії.

З року в рік збільшуються поставки російського газу: нові обсяги його імпорту законтрактовано країнами Центральної Європи, а також компаніями Німеччини, Франції, Італії. З цією метою будуються трансконтинентальні газопроводи „Союз”, пізніше „Уренгий – Ужгород” та „Прогрес”.

У 70-80-х роках минулого століття істотно збільшились поставки газу до Західної Європи і Алжиру. Зростають обсяги експорту газу та кількість країн, до яких він подається через українську систему газопроводі, що постійно розширюється. З введенням нових магістральних газопроводів і збільшенням експорту газу з Росії до країн Центральної і Західної Європи Україна стала найбільшою у світі транзитною державою.

Зараз щороку газопроводами України подається транзитом 115—140 млрд м3 газу, у тому числі за межі СНД (з урахуванням експорту українського газу) 100—120 млрд м3, що становить майже четверту частину загального обсягу його споживання у країнах Євросоюзу.

Загальні висновки

1. Завдяки газотранспортній системі Українська держава задовольняє до 50 % своїх потреб у природному газі, значно знижує його ціну для вітчизняних споживачів, тобто дозволяє триматися на плаву не тільки нашим злиденним бабусям, які отримують мізерну пенсію, а й основним галузям промисловості.

2. Ефективне й раціональне ведення гігантського газового господарства країни, уникнення непродуктивних втрат, що, безперечно, впливають на зростання вартості послуг як для населення, так і для економіки, залежить від ретельного обліку та аналізу реальної ситуації в галузі. Втрата контролю наддержавним майном у таких масштабах значно знижує доходи держави від найприбутковішого сектора національної економіки, провокує подальше масштабне відчуження державного майна.

3. Для транспортування видобутого продукту з родовищ, розміщених у морі, необхідно будувати і ефективно експлуатувати морські трубопроводи. Досвід експлуатації морських трубопроводів малий, а тому особлива увага в роботі має приділятися всебічним дослідженням з метою прогнозування та забезпечення їх довговічності.

4. Дослідження реального стану лінійних ділянок і компресорних станцій складної газотранспортної системи дає можливість формалізувати і реалізувати задачу оптимізації режимів її експлуатації. Слід зауважити, що з переходом до ринкових відношень змінилися критерії оптимальності режиму. Якщо раніше як критерій оптимальності приймалася витрата паливного газу на перекачування, то в нових умовах основний критерій — це прибуток газотранспортного підприємства. За таких умов треба будувати функцію мети з урахуванням багатокритеріальної оптимізації режимів. Для керування режимами необхідно будувати область допустимих режимів і граничну область енерговитрат на транспортування газу.

5. Під час транспортування і постачання природного газу споживачу мають місце понаднормативні втрати газу її магістральних трубопроводах та розподільних мережах через розгерметизацію та некоректний облік. У 2001 р. такі витрати становили 2,616 млрд м3. Тому треба проводити комплексні дослідження з метою вивчення чинників, які впливають на відповідні втрати, з метою розробки рекомендацій та нормативних документів для їх зменшення.

Використана література

1.  Говдяк Р.М., Нечаев Ю.А. Роль підземних сховищ газу у складі газотранспортної системи України // Нафтова і газова промисловість, 2005, № 4. С. 4-6.

2.  Ковшіш М.П., Ґрудз В.Я., Михалків В.Б. та ін. Трубопровідний транспорт газу. — К., АреноЕКО, 2002.— 60 с.

3.  Осінчук З.П. Газотранспортна мережа України у системі газопостачання Європи // Нафтова і газова промисловість, 2005, № 2. С. 32—36.

4.  Усачев М. «Богородчаны—Ужгород»: стройке быть! // ТЭК, № 12, 2005. С. 92—95.

5.  Химко М.П., Фролов В.А. та ін. Розрахунок параметрів газотранспортних систем // Нафтова та газова промисловість, № 3, 2006. С. 33—37.

6.  Яновский А. Газообеспечение и транспортировка природного газа // Підприємництво, господарство і право, № 11, 2001. С. 109—115.

[1] Фінансовий контроль, № 4, 2003. С. 42—43.