Единая система газоснабжения

»ключи» для газа

Единая система газоснабжения России

В прошлом номере журнала мы начали Окончание,

разговор об особенностях организации Начало в № 1/2002

работы единой системой газоснабжения _

России (ЕСГ), главной из которых является _

совокупность рассредоточенных на большом _

расстоянии, но связанных технологически, _

объектов добычи газа, его транспортировки, _

переработки, распределения и

резервирования. Мы пришли к выводу, что для _

решения проблем ЕСГ цена природного газа _

для населения должна быть выше цены газа _

для промышленности. Необходимо также _

отказаться от алгоритма ценообразования

на природный газ как частного от деления _

затрат ЕСГ на объем транспортируемого _

газа, поскольку данный метод не отвечает _

стимулированию снижения издержек на _

добычу, транспорт и распределение газа.

Анализ сезонности получения доходов и роста затрат

Для наглядности построим график доходов и расходов в зависимости от сезонных колебаний для предприятия, которое осуществляет добычу, транспортировку и продажу природного газа (рис.1).

Продажа газа осуществляется следующим потребителям: промышленным предприятиям (технологическое потребление), теплоэлектроцентралям, населению через ГРО. Объем продаж населению стабилен, но не покрывает затрат газотранспортной организации. Цена на природный газ, установленная Федеральной энергетической комиссией (ФЭК), покрывает затраты газотранспортной организации,

Пономарев С.В.

первый заместитель генерального директора АО «КОМИГАЗ»

энергетика

Цена утвержденая ФЭК Удельные Объем

Рис. 1

_ но не дает возможности получения сверхпри-

_ были естественной монополии.

_ Удельные постоянные издержки (зарплата

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

_ управленческого персонала, содержание зда-

_ ний, капитальный ремонт и т.д.) постоянны, то

_ есть не зависят от увеличения или уменьшения

_ объема транспорта газа.

_ Удельные переменные издержки (затраты

на топливный газ для привода газотурбинных агрегатов, затраты, связанные с подготовкой газотранспортной системы к зиме, выплаты

_ по заработной плате, «отпускные» и т.д.) име-

_ ют тенденцию роста в течение года. Газотранспортная организация имеет положительное

_ сальдо при максимальном объеме продаж в 1

_ и 4-м кварталах и отрицательное сальдо во 2

_ и 3-м кварталах по факту отгрузки своей продукции.

Прежним менеджментом «Газпрома» для финансовой стабилизации газотранспортных и газодобывающих предприятий (то есть покрытия сезонного дефицита средств) были разработаны и введены в действие следующие механизмы:

1) разделение функций сбыта и производства (для чего было создано ООО «Меж-регионгаз» — компания, которая должна осуществлять сбор оплаты за природный газ,

платить косвенные налоги с оборота, НДС, акциз). Все полученные средства за природный газ направлялись в Москву, где распределялись в соответствии со сметной документацией между газотранспортными и газодобывающими организациями. Данная схема способствовала развитию различных вексельных схем с применением векселей ООО «Межрегионгаз» как платежеспособного средства для расчета с газотранспортными организациями;

2) привлечение заемных средств в виде кредитов банков, продажи векселей с дисконтом «Газпрома» на фондовых рынках и т.д. Использование таких финансовых инструментов необходимо при отсутствии денежных расчетов за природный газ, но они неизбежно приводят к уменьшению чистой прибыли, подлежащей распределению среди акционеров и инвесторов.

Таким образом, следует ввести в практику ис- ____

пользование следующих инструментов, которые позволили бы осуществить мероприятия,

описанные ниже. _____

1.Сократить (а в идеале исключить) се-____

зонный дефицит средств за счет: ______

а) введения сезонных цен на природный газ

для энергетиков; _

б) внедрения новых производств, выпускающих продукцию, которая обладает эластичностью спроса.

Пример такого рода исключения. _

На природный газ установлена твердая цена _

1000руб. /1000 мРдля энергетиков на год. Но _

в течение года она может изменяться следующим образом: в отопительный период _

— 600 руб. /1000 м3, в межотопительный период — 1400 руб. / 1000 м3. То есть разница между этими ценами

будет платой со сто- 70% затрат от оптовой цены

роны энергетических

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

компаний газотранс- на природный газ приходится

портной организации

за скидку с цены газа в на покрытие расходов

отопительный сезон.

Для газотранспортной по его транспортировке

Л^? I

организации — это резерв для покрытия расходов в межотопительный период. Для населения сезонных тарифов быть не должно, поскольку потребитель сам производит контроль за потреблением природного газа на основании приборов учета. 2. Для увеличения объемов транспорта газа и роста доходов газотранспортных организаций за счет независимых поставщиков (конечно, при условии, что качество газа будет соответствовать технологическим нормам и будут устранены ценовые «ножницы» между промышленностью и населением) актуальным становится вопрос о снижении издержек в себестоимости транспорта газа. По данным департамента экономической экс-тертизы и ценообразования ОАО «Газпром», 70% затрат от оптовой цены на природный газ приходится на покрытие расходов по его транспортировке.

Конечно, большую роль тут играют различные вексельные и бартерные схемы, которые ведут увеличению стоимости текущего и капитального ремонта, затрат на материалы, амортизационных отчислений. Это так называемые субъективные факторы, то есть они могут меняться при изменении менеджмента в Единой системе газоснабжения и не требуют вложения больших инвестиций. Но есть затраты объективного характера, например, энергетические затраты (газ на собственные нужды и покупная электроэнергия, потери газа при транспорте), удельный вес, которых составляет от 25 до 30% от всех затрат на транспорт газа (данные на 1986 год).

Так, примерный подсчет через паспортный КПД газоперекачивающих агрегатов типа ГТК 16 (расход топливного предпосылки для создания газа на компромирова-

__ние 70 млрд. м3/год)

ювий по экономии затрат уходит до 5 млрд. м3, затраты на покупную эле_в организациях Единой ктроэнергию составляют 28,4 млн. руб. на одну КС. В себестоимости га-

появляются экономические

системы газоснабжения

зотранспортной орга- кроме создания экономических

низации денежный эк-

вивалент используемо- условий для снижения затрат

го топливного газа не

велик и составляет 275 необходимо использовать

млн. руб., поскольку

оао «Газпром» исполь- технические решения зует для расчетов так на-

зываемые внутренние снижения издержек цены — по 55 руб./1000

м3. Если же считать по цене полученной полез- _

ной тепловой энергии из этого газа, то затраты

составят 3,3 млрд. руб. в год. _

Низкие внутренние цены способствуют уве- _

личению балансовой прибыли газотранспортной организации и в конечном итоге

всей ЕСГ, но также ведут к увеличению нало- _

говых платежей на прибыль и НДС. Для устра- _

нения этих причин необходимо вводить отдельные калькуляции на учет затрат по ком-промированию газа, на обслуживания 1км линейной части газопровода, и введение механизма оплаты за топливный газ и услуги между газотранспортными организациями через _

единый банк ЕСГ. Таким образом, создаются _

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

условия для оптимизации налоговых платежей на прибыль и НДС, а также появляются экономические предпосылки для создания условий по экономии затрат в организациях Единой системы газоснабжения.

3. Кроме создания экономических условий _

для снижения затрат необходимо использовать технические решения, которые способствовали бы действительному снижению издержек на использование топливного газа. Так, расход топливного газа зависит от мощности, расходуемой на сжатие природного газа,

от КЦД газоперекачивающего агрегата (КПД _

установленных ГТК — 16-28%, КЦД ГТК-25 производства ОАО «Рыбинские авиамоторы» — 38 _

%). В свою очередь мощность на сжатие газово- _

го потока прямо пропорционально зависит от температуры газа, поступающего на вход нагнетателя. То есть актуальным становится вопрос о широком применении технологий охлаждения природного газа с использованием

Руб. Удельные издержки

/ с учетом новых

Цена, установленная ФЭК / производств Доходы

/ / от основного

и нового

¿у производства

Постоянные

издержки

с учетом нового

производства

1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал

Рис. 2

абсорбционных систем или систем компрес-

_ сии с электрическим приводом, получаемых за

счет утилизации перепада давлений между сетями высокого и низкого давления.

_ 4. Кроме вышеперечисленного, для финансо-

_ вой стабилизации необходимо внедрение

_ новых производств, продукция которых будет иметь спрос на рынке независимо от сезонности с окупаемостью первоначальных затрат _ на производство сроком не более 2-3 лет (например, создание сети газозаправочных станций на сжиженном или сжатом газе). Спрос на такой вид продукции будет ограничиваться _ стоимостью нефтяного топлива, автомобильного газобаллонного оборудования, стоимос-

_ тью специальных автомашин. Перспективно

также использование природного газа в качестве замены электроэнергии в технологических процессах отопления, сушки и т.д. При наличии вышеперечисленных элементов и условии их применения формирование доходов будет выглядеть так, как показано на рис. _ 2. Из представленного графика видно, что доходы стабилизируются, и значительно меньше зависят от сезонности эксплуатации системы газоснабжения.

Пономарев С. В.

первый заместитель генерального директора АО «КОМИГАЗ»

«Ключи» для газа

единая система газоснабжения России.

Основной особенностью единой системой газоснабжения России (ЕСГ) является совокупность рассредоточенных на большом расстоянии, но связанных технологически, объектов добычи газа, его транспортировки, переработки, распределения и резервирования. Это газовые промыслы, магистральные газопроводы, газораспределительные станции, газораспределительные сети, станции подземного хранения и средства управления этими объектами. ЕСГ отличается физическими характеристиками процесса транспорта и распределения газа от других аналогичных систем, прежде всего, это касается возможностей маневрирования потоками газа и отборами его из месторождений для покрытия суммарных суточных и недельных потребностей.

Если объединение локальных энергетических сетей в единую систему позволяет успешно решать тактические задачи практически мгновенной переброски потоков энергии из одного района страны в другой (благодаря чему возможен, так называемый, «системный эффект», определяемый снижением необходимых резервных мощностей в энергосистемах), то в единой системе газоснабжения системный эффект выражается значительно слабее. Это связано со скорость движения газа, которая не превышает 40 км/час. Контроль же за системой газоснабжения по схеме «промысел — газопровод — потребитель» дает возможность решать стратегические задачи планирования только там, где наиболее полно можно задействовать использование мощностей газопроводов при изменении районирования добычи и использования природного газа.

Существует тесная экономическая связь всех элементов ЕСГ, проявляющаяся в процессах планирования, ценообразования и управления. При изменении главных параметров (объемов годового отбора газа из месторождений, мощности межрайонного потока, уровня цен на природный газ для промышленности и населения) или какого-либо другого существенного элемента ЕСГ должны быть изменены и параметры остальных элементов. Так, увеличение потока газа из месторождений, находящихся в Западной Сибири, в Западную Европу приводит к необходимости уменьшения потока на Урал, что в свою очередь вызывает перераспределение потоков от всех газовых месторождений, питающих европейскую часть России и Урал. Вместе с этим изменяются и суммарные затраты на систему в целом. Таким образом, создается положение при котором, какой-либо начальный импульс (изменение потока или отбора газа по элементу ЕСГ) вызывает цепочку последовательных влияний, охватывающих в итоге всю ЕСГ. Возникновение такой ситуации возможно как при выходе на газовый рынок независимых поставщиков, так и в случае, если не будет устанавливаться оптимальная цена на поставляемый газ между промышленностью и населением.

Технологически ЕСГ делиться на две подсистемы, жестко связанные между собой: межрайонные транспортные подсистемы, по которым газ передается из основных газодобывающих районов к районам потребления, и региональные (локальные) подсистемы (РГС), обеспечивающие поставку газа потребителям. То есть для обеспечения надежного и стабильного снабжения потребителей природным газом требуется жесткий технологический, финансовый и юридический контроль за межрайонными и региональными подсистемами. В современных условиях к вышеперечисленным задачам добавились новые:

1. Несбалансированность механизма ценообразования на природный газ, который не отвечает интересам «Газпрома» и потребителей газа.

2.Сезонность получения доходов от продажи газа и постоянный рост затрат на обслуживание газотранспортной системы.

Ценообразование при продаже природного газа

В России в настоящее время на природный газ действуют две цены: оптовая для промышленности и другая для населения. Все цены утверждаются Федеральной

энергетической комиссией один раз в год. Для потребителя цена за 1000 мЗ потребленного газа определяется по следующим схемам:

1. Для населения — оптовая цена + проценты надбавки розничной цены (20-30%) для покрытия расходов газораспределительной организации.

Оптовая цена для промышленности на сегодня составляет 500 руб. (16 долларов) за 1000 мЗ, для населения — 300 руб. (10 долларов) за 1000 мЗ, средняя цена — 400 руб.

2. Для промышленности — произведение оптовой цены и коэффициента неравномерности (перебор лимитов потребления газа) в зависимости от сезона (зимой — 1,6, летом — 1,1) + произведение надбавки газораспределительной организации (ГРО) и НДС.

Розничная цена природного газа для населения формируется из оптовой цены на газ плюс 20-30% надбавки ГРО. Данный механизм ценообразования практически определяется органами власти субъектов Федерации, исходя не из интересов ЕСГ и общества в целом, а из политических целей региональных властей, которые заявляют: «Население в регионе -малообеспеченное и платить за природный газ на уровне Европы не в состоянии». Данная политика вводит в заблуждение не только поставщиков газа, но и само население. Это наглядно можно показать на примере газораспределительной организации. Оплата природного газа для населения определяется как произведение розничной цены газа на норму потребления, которая в свою очередь определяется по типу газовых приборов, установленных в квартирах потребителей, и утверждается региональными властями по представлению ГРО. Практика показывает, что при установке в квартирах приборов учета природного газа доход за получаемый природный газ падает в 2-3 раза. Это наглядно демонстрирует опыт Калининградской области, где розничная цена на газ для квартир, оборудованных приборами учета, установлена в размере 1200 руб. / 1000 мЗ (при розничной цене для остальных квартир 340руб. / 1000м3). Отсюда следует однозначный вывод, что в случае поднятия цены на газ, для населения, прежде всего, необходимо установить приборы учета. То есть дать возможность населению реально контролировать потребление газа в зависимости от своих потребностей и платежеспособности.

Алгоритм определения оптовый цены для предприятий ЕСГ и транспортной надбавки газораспределительной организации (ГРО) состоит в следующем: сумма всех затрат по добыче, транспорту, продаже, газораспределению и процент рентабельности делится на объем транспортируемого газа. Таким образом, сам алгоритм определения цены не стимулирует заинтересовать организаций ЕСГ в увеличении объемов добычи и транспорта газа без увеличения своей себестоимости. Учитывая низкие цены на природный газ в России ставиться вопрос о повышении этих цен к 2010 году до 55 долларов, но нигде не обсуждаются следующие вопросы:

1) Будут ли покупать по такой цене природный газ, если основной потребитель природного газа РАО ЕЭС фактически переходит на рыночную модель функционирования, имея при этом техническую возможность быстрого перехода на сжигание мазута?

2) Не измениться ли спрос на природный газ и, соответственно, не уменьшиться ли прибыль «Газпрома» в связи с выходом на рынок газа независимых поставщиков в лице газонефтяных компаний, имеющих возможность поставлять мазут и газ по приемлемым ценам для потребителей?

Проиллюстрируем подобную ситуацию с помощью нижеприведенного примера: Пример.

Региональная энергетическая компания имеет котлоагрегаты, которые могут работать как на газе, так и на мазуте.

1) Стоимость (С) 1000 мЗ газа с калорийностью 8500 ккал /кг и удельным весом 0,685 кг/м3 составляет зимой:

С =400 * 1,6* 1,2+44,6 *1.2 =821,52 руб.

2) Летом:

С- 400 * 1,1 * 1.2 + 44,6 * 1,2= 535,2 руб. где 400 руб. — оптовая цена на газ;

1,6 и 1,1 — коэффициенты за перерасход лимитов газа; 44,6 руб. — надбавка ГРО;

1,2 — налог на добавленную стоимость. Средневзвешенная цена 1000 мЗ газа — 678,36 руб.

Стоимость одной гкал энергии мазута — 251 руб.

То есть стоимость одной гкал тепловой энергии из газа меньше в 2,16 раза. Таким образом, рыночная цена за природный газ для данной энергетической компании с учетом всех налогов и акцизов и транспортной надбавки ГРО на газ должна быть не более 1452 руб. / 1000 мЗ. Данная цена выгодна и «Газпрому», поскольку спрос на его продукцию не падает.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Исходя из выше изложенного, можно сделать такие выводы:

1. Цена природного газа для населения должна быть выше цены газа для промышленности, при условии оснащения населения приборами учета и отказа от норм потребления. Данное предложение необходимо сделать привлекательным для населения как потребителя для любого поставщика газа. Перераспределение потоков за счет цены на природный газ между населением и промышленностью позволит обеспечить оптимальную загрузку газопроводов и надежность системы в целом, а также не должно привести к увеличению затрат ЕСГ.

2. Необходимо отказаться от алгоритма ценообразования на природный газ как частного от деления затрат ЕСГ на объем транспортируемого газа, поскольку данный метод не отвечает стимулированию снижения издержек на добычу, транспорт и распределение газа. Кроме этого ЕСГ может потерять сектор рынка природного газа в промышленности и энергетике при выходе на этот рынок газонефтяных компаний, что уменьшит доходы акционеров и инвесторов «Газпрома».

Об экономических проблемах и особенностях промышленного производства и потребления газа читайте в следующем номере журнала

& увеличение потока газа из месторождений, находящихся в Западной Сибири, в Западную Европу приводит к необходимости уменьшения потока на Урал

& для стабильного снабжения потребителей природным газом требуется жесткий технологический, финансовый и юридический контроль

& при установке в квартирах приборов учета природного газа доход за получаемый природный газ падает в 2-3 раза

Тема 3.1 Трубопроводный транспорт нефти

Общие положения.

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов — увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д.

Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает:

• перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;

• выполняет роль распределительной системы комплекса;

• транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья.

К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значительной удаленностью основных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

Трубопровод – это магистраль из стальных труб диаметром до 1500 мм. Укладывают на глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы оснащены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких сортов нефти. На газопроводах — установки для осушения газа, для одоризации (придание газу резкого запаха) и распределительные станции. Для поддержания необходимого давления устанавливают специальные перекачивающие станции. В начале магистрали – головные, затем через каждые 100 – 150 км. — промежуточные. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км., в т.ч. 151 тыс.км. газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км. нефтепроводных, 19,3 тыс.км. нефтепродуктопроводных. В состав сооружений трубопроводного транспорта входят 487 перекачивающих станций на нефте- и нефтепродуктопроводах, резервуарные парки вместимостью 17,4 млн. куб.м., а также 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата и 3300 газораспределительных станций. По магистральным трубопроводам перемещается 100% добываемого газа, 99% нефти, более 50% продукции нефтепереработки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти – 40,3%, нефтепродуктов – 4,3%.

Преимущества трубопроводного транспорта:

1. Возможность повсеместной укладки трубопровода.

2. Низкая себестоимость транспортировки.

3. Сохранность качества благодаря полной герметизации трубы.

4. Меньшая материало и капиталоёмкость.

5. Полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу.

6. Малочисленность персонала.

7. Непрерывность процесса перекачки.

8. Отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.

Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза.

Свойства нефти, влияющие на технологию их транспорта.

Физико-химические свойства нефтей зависят от их состава. Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются, главным образом, плотностью и вязкостью нефти, а также зависимостью этих характеристик от температуры и давления.

Плотность нефти при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 (1050) кг/м3. С увеличением температуры она уменьшается.

Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефти по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки.

Температура застывания — условная величина, изменяется в некотором интервале значений; зависит от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.

Испаряемость – свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения.

Пожароопасность нефти и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

Температура вспышки паров — температура, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.

Температура воспламенения — температура, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит.

Температура самовоспламенения — температура нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня.

Нижний предел взрываемости – это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета.

Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь невзрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости.

Электризация: при трении частиц углеводородных жидкостей между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4…8 кВт.

Классификация нефтепроводов.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние,местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо:промыслов(внутрипромысловые),нефтебаз(внутрибазовые),нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские).Протяженность их невелика.

Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода,нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних,и достигает нескольких десятков и даже сотен километров.

К магистральным нефтепроводам(МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от219 до 1220 мм включительно,предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:

I класс от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс от 500 до 1000 мм включительно;

III класс от 300 до 500 мм включительно;

IV класс менее 300 мм.

Кроме того,нефтепроводы делят на категории,которые учитываются при расчете толщины стенки,выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений,подлежащих контролю физическими методам.

Трасса трубопровода и ее профиль.

Трассой трубопровода именуют линию, разбитую на местности и определяющую направление оси трубопровода в каждой его точке. Эта линия, будучи нанесена на план местности, по которой проходит трубопровод, именуется планом трассы.

Профиль трассы строят так, что длина трубопровода определяется на нем горизонтальной прямой, являющейся разверткой трассы. Сама же ломаная линия профиля является условной линией, характеризующей собой вертикальные уклоны отдельных участков трассы, но не их длину.

Для наилучшего выявления местности вертикальный масштаб профиля обычно берут в пару раз больше, чем горизонтальный масштаб. Отношение вертикального к горизонтальному масштабу именуется искажением профиля. Искажение быть может десятикратным, пятидесятикратным, стократным и т.п.

Точку профиля, резко возвышающуюся над примыкающими, называют пиком. Пониженный же участок трассы, ограниченный с обеих сторон подъемами, именуют кармашком либо мешком.

Длину трубопровода конкретно по его трассе измеряют топографической лентой. При подготовительных расчетах длину трубопровода можно определять по карте, при этом точность измерения возрастает с повышением масштаба карты.

Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода.

Магистральный нефтепровод,в общем случае,состоит из следующих комплексов сооружений:

подводящие трубопроводы;

головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции(НПС);

конечный пункт;

линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов,смешения или разделения их по сортам,учета нефти и её закачки из резервуаров в трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена ниже. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2,магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры,служащие для оперативного контроля за её количеством.Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится её отстаивание от воды и мехпримесей,а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная 1 и магистральная3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков2(с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4(с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств– скребков.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км).

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена ниже. Она включает магистральную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода,сначала проходит через фильтры-грязеуловители,затем приобретает в насосах энергию,необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

1 –магистральная насосная; 2 –площадка регуляторов давления; 3 –площадка приема и пуска скребка;4 – площадка с фильтрами-грязеуловителями

Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская,понизительная электроподстанция,котельная,объекты водоснабжения и водоотведения,подсобные и административные помещения и т.д.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной»НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка-«конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

собственно трубопровод (или линейная часть);

линейные задвижки;

средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и проекторной защиты, дренажные установки);

переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);

линии связи;

линии электропередачи;

дома обходчиков;

вертолетные площадки;

грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод– основная составляющая магистрального нефтепровода– представляет собой трубы,сваренные в»нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков,разделителей,диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее(м):

при обычных условиях прокладки 0,8;

на болотах, подлежащих осушению 1,1;

в песчаных барканах 1,0;

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6;

на пахотных и орошаемых землях 1,0;

при пересечении каналов 1,1.

Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом,чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным.Кроме того,линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на выходе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом.Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения.Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта,линии электропередач и др.).

При переходах через водные преграды трубопроводы,как правило,заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители(при-грузы) различной конструкции.Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра.На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе)из труб, диаметр которых не менее, чем на200 мм больше диаметра трубопровода.При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов(на опорах либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи,а также грунтовые дороги.

Линии связи,в основном,имеют диспетчерское назначение.Это очень ответственное сооружение,т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров.Прекращение работы связи,как правило,влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу.

Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок.

По вдоль трассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов,осуществляющих патрулирование трассы трубопровод.

На расстоянии10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков.В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

Специальные технологии перекачки нефти.

В текущее время у нас и за рубежом добывают нефти, владеющие высокой вязкостью (при обыденных температурах) либо содержащие огромное количество парафина. Перекачка таковых нефтей по трубопроводам обыденным, методом затруднена. Для воплощения их транспортировки используют последующие способы увеличения текучести нефтей: смешение вязких с маловязкими и совместная их перекачка; смешение и перекачка с водой; термообработка вязких нефтей и следующая их перекачка; перекачка за ранее нагретых нефтей; добавление присадок -депрессаторов в нефти.

В текущее время транспорт таковых нефтей по трубопроводам осуществляется всеми перечисленными методами. Но выбор метода перекачки должен быть обусловлен технико-экономическим расчетом.

Перекачка с разбавителями.

Улучшения реологических параметров вязких нефтей (вязкости, температуры застывания, напряжения сдвига) можно добиться методом смешения их с разбавителями. В качестве разбавителей могут применяться конденсаты, бензины, керосины, маловязкие нефти. Если на месторождении добываются нефти разных видов — вязкие и маловязкие, то, соединяя их, можно достигнуть резкого понижения вязкости и температуры застывания.

Для неких вязких нефтей требуется добавлять чрезвычайно огромное количество разбавителя (до 70 %). Нужное количество разбавителя для каждого сорта нефти определяется лабораторными исследовательскими работами.

Разбавление нефтей конденсатами, бензинами и керосинами фактически не осуществляется, кроме нефтепровода в Канаде (Ллойдминстер-Хардисти).

Подача светлого разбавителя на месторождение, обычно, осуществляется по параллельному трубопроводу, сооружение и эксплуатация которого просит доп. издержек.

Гидротранспорт вязких нефтей.

Совместная перекачка вязких нефтей с водой является одним из действенных методов транспорта. Существует несколько вариантов гидротранспорта.

1-ый метод. В трубопровод сразу закачивают воду и вязкий нефтепродукт, таким образом, чтоб нефтепродукт двигался внутри водяного кольца. Чтоб не происходило всплытия нефти в водяном кольце, сгустку присваивают вращение применением «спиральных» труб. Такие трубы на внутренней поверхности имеют винтообразную вырезку промышленного производства либо приваренные железные полосы (проволоку) нужных размеров. Спиральная вырезка вызывает вращение передвигающегося потока, в итоге чего же появляются центробежные силы, отбрасывающие наиболее томную воду к стенам трубы. Потому что поток в основной собственной части состоит из нефти, то резко растет расход воды при малых издержек энергии по сопоставлению с перекачкой одной прохладной вязкой нефти. Таким методом могут перекачиваться нефти, имеющие плотность ниже, чем вода. Разделение воды и нефти на конечном этапе делается хоть каким известным методом (хим. методом, тепловым, отстоем и др.).

Широкого распространения этот метод не получил из-за трудности производства винтообразных нарезок на внутренней поверхности трубы.

2-ой метод заключается в образовании консистенции нефти с водой. Когда появляется смесь типа нефть в воде (Н/В), частички нефти окружены водяной пленкой и контакта нефти с внутренней поверхностью трубы не происходит. Появляется водяное кольцо, внутри которого скользит водонефтяная смесь. Это приводит к понижению утрат на трение при перекачке.

При резком уменьшении скорости перекачки и температуры смесь типа Н/В может перейти в оборотную — типа «вода в нефти» (В/Н). Таковая смесь имеет вязкость даже огромную, чем начальная нефть. Устойчивость эмульсии типа Н/В зависит от почти всех причин. В итоге экспериментальных исследовательских работ было установлено, что малое количество воды обязано быть около 30 % общего размера транспортируемой консистенции. Гидротранспорт применяется на магистральном нефтепроводе в Индонезии.

Перекачка термообработанных нефтей

Термическая обработка (нагрев) с целью конфигурации реологических параметров нефти именуется термообработкой. Она заключается в последующем. Нефть нагревают до некой температуры, а потом охлаждают с данной скоростью. Температуру нагрева и скорость остывания подбирают лабораторным методом для каждого нефтепродукта. В итоге этого резко понижаются вязкость и температура застывания термообработанной нефти. Если эти параметры сохраняются низкими существенное время (одни нефти восстанавливают свои характеристики за 3 суток, остальные — за 20 суток), то нефть можно перекачивать по трубопроводу как обыденную маловязкую жидкость.

Подготовительная термообработка нефти применяется на магистральном нефтепроводе в Индии.

Перекачка нефтей с присадками

У нас в стране и за рубежом для улучшения реологических параметров нефтей перед их перекачкой по трубопроводам применяют добавление особых нефтерастворимых присадок. Это беззольные сополимеры этилена и присадки на базе сложных эфиров метакриловой кислоты. Механизм действия присадок еще не совершенно ясен. Предполагается, что молекулы присадок адсорбируются на поверхности кристаллов парафина, мешая их росту. Появляется суспензия парафина с огромным количеством маленьких кристаллов и высокой степенью дисперсности.

Перед добавлением присадок нефть следует нагревать до полного расплавления парафина. В предстоящем, при движении нефти с присадками по трубопроводу, она не нуждается в подогреве на промежуточных станциях.

Перекачка за ранее нагретых нефтей

Более универсальный метод трубопроводного транспорта вязких нефтей — перекачка за ранее нагретых нефтей — так именуемая жгучая перекачка. При всем этом методе нефть греется на головном пт трубопровода и насосами закачивается в магистраль. Через каждые 25-100 км по длине трассы инсталлируются промежуточные термо-станции, где остывшая нефть вновь подогревается.

Нефть с промысла по трубопроводу подается в резервуарный парк головной перекачивающей станции. Резервуары оборудуются подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти. Насосы прокачивают нефть через доп. подогреватели.

В резервуарах используют, обычно, паровые подогреватели змеевикового либо секционного типа. Подогреватели для потока нефти бывают паровыми либо огневыми и устанавливаются до насосов либо после их.

Через подогреватели можно пропускать всю перекачиваемую нефть, повышая ее температуру до данной. Время от времени через подогреватели перекачивают лишь часть нефти, нагревают ее до наиболее высокой температуры, чем расчетная, а на выходе из станции соединяют с прохладным потоком, получая заданную температуру обогрева.

После теплообменных аппаратов нефть поступает в основные насосы и закачивается в магистраль. По мере движения по трубе она остывает. Чтоб можно было транспортировать нефть на значимые расстояния, ее по пути подогревают на промежуточных станциях.

Если нефть транспортируется на огромное расстояние, то, не считая термических, сооружаются и промежуточные насосные станции, обычно, совмещенные с тепловыми станциями. В мире эксплуатируется выше 60 магистральных трубопроводов, по которым перекачивается нагретая нефть.

Гидротранспорт вязких нефтей.

Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может осуществляться несколькими способами:

• перекачка нефти внутри водяного кольца;

• перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде»;

• послойная перекачка нефти и воды.

Еще в 1906 г И. Д.Исаак осуществил в США перекачку вы­соковязкой (п = 25 • 102/c) калифорнийской нефти с водой по трубопроводу диаметром ‘6 мм на расстояние 800 м. К внутренней стенке трубы была приварен спирально свернутая проволока, обес­печивающая закрутку потоса. В результате более тяжелая вода отбрасывалась непосредственно к стенке, а поток нефти двигался внут­ри водяного кольца, испытывая минимальное трение. Было установлено, что максимальна производительность трубопровода при постоянном перепаде давление достигалась при соотношении расхо­дов нефти и воды, равном9:1. Результаты эксперимента были использованы при строительстве промышленного нефтепровода диа­метром 203 мм и протяженностью 50 км. Винтовая дорожка в нем имела высоту 24 мм и шаг около 3 м.

Однако широкого распространения данный способ транспор­та не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется! водяное кольцо у стенки не формиру­ется, что резко ухудшает парметры перекачки.

Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде». В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит.

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопро­вода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно — активные веще­ства (ПАВ). Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит от типа и концентрации ПАВ, температуры, режима течения потока, со­отношения воды и нефти в смеси.

Уменьшение объема слюды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. В результате экспериментов установлено, что минимально допустимое содержание воды 1авно 30 %.

Недостатком данного способа гидротранспорта является опас­ность инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии «нефть в воде» в эмульсию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмульсия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насо­сы она очень интенсивно перекачивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду.

Наконец, третий способ гидротранспорта — это послойная пе­рекачка нефти и воды. В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть — у верх­ней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидрав­лического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть применен на трубопроводах с промежуточными насосными стан­циями, т.к. это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

Что это такое?

Справка:

Протяженности и отводов, входящих в состав Единой системы газоснабжения, России хватит на то, чтобы обогнуть Землю 4 раза.

Единая система газоснабжения — это уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа.

Как она работает?

Единая система газоснабжения обеспечивает непрерывный цикл поставки голубого топлива от скважины до конечного потребителя. На сегодняшний момент ЕСГ России является крупнейшей в мире и принадлежит

Основной особенностью Единой системы газоснабжения России является совокупность рассредоточенных на большом расстоянии, но связанных технологически объектов добычи, транспортировки, переработки, распределения и резервирования голубого топлива. Это газовые промыслы, , , газораспределительные сети, . Единую систему газоснабжения характеризует важная отличительная черта — это возможность маневрирования потоками газа и отбором его из месторождений для покрытия суммарных суточных потребностей.

Единая система газоснабжения России

Увеличенная фотография (JPG, 676 КБ)

Например, увеличение потока газа из месторождений Западной Сибири, в Европейскую часть страны приводит к необходимости уменьшения потока на Урал. А это, в свою очередь, вызывает перераспределение потоков от всех газовых месторождений и увеличение отбора голубого топлива из , питающих европейскую часть России и Урал. Таким образом, создается положение при котором, какой-либо начальный импульс вызывает цепочку последовательных влияний, охватывающих в итоге всю Единую систему газоснабжения.

Как она устроена?

В состав Единой системы газоснабжения России входят более 170 тысяч километров магистральных газопроводов и отводов, 253 компрессорных станции, 26 подземных газовых хранилищ, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата.

последовательно развивает свою газотранспортную систему. Сегодня по протяженности она самая большая в мире. И, по мнению высококвалифицированных экспертов, Единая система газоснабжения в России является самой надежной. Работу сложного производственно-технологического комплекса координирует Департамент . Он обеспечивает четкую работу ЕСГ и надежное бесперебойное снабжение природным газом российских и зарубежных потребителей.

Как у нас?

Газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» входит в состав 17 газотранспортных предприятий ПАО «Газпром», образующих Единую систему газоснабжения России. Общество эксплуатирует более 8 тысяч магистральных газопроводов, 12 компрессорных станций и 362 газораспределительные станции. Доля газотранспортной системы предприятия составляет приблизительно 5 процентов от ГТС

Служба по связям с общественностью и СМИ ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»