Газові мережі: класифікація та їх трасування

Газовi мережi: класифiкацiя та їх трасування Мiнiстерство освiти i науки України Запорiзький Технiчний Нацiональний Унiверситет Змiст Вступ. 3 2. Пiдводнi газовi трубопроводи. 10 3. Пiдземнi сховища газу. 13 4. Трасування газових мереж.. 14 5. Сучасне становище системи українських газових мереж.. 17 6. Газотранспортна мережа України у системi газопостачання Європи. 18 Загальнi висновки. 22 Використана лiтература. 24 Вступ Важливим фактором економiчного i полiтичного благополуччя будь-якої країни є забезпечення її економiки енергоносiями. За рахунок природного газу в країнах СНД забезпечуються теплом бiльш 200 млн мiського i сiльського населення, виробляється 93 % чавуна i близько 60 % мартенiвської сталi, 90 % амiаку. На природному газi працює майже половина енергогенеруючих пiдприємств. В останнi роки природний газ змiцнює свої позицiї на енергетичному ринку свiту, успiшно конкурує з таким загальновизнаним енергоносiєм, як нафта. Центр свiтових глобальних енергетичних дослiджень опублiкував зведення про те, що в конкуренцiї нафти i газу як енергоносiй верх бере саме природний газ. Якщо в 1979 р. частка нафти в загальносвiтовому споживаннi енергiї складала 80 %, то вже в 1999 р. її частка знизилася до 51 %, уступивши мiсце природному газу й атомнiй енергiї. Розвiданi газовi родовища вже сьогоднi здатнi на багато рокiв задовольнити зростаючi свiтовi потреби в ньому. Адже за весь час видобутку газу з надр землi витягнуте усього близько 4 % його загальних запасiв. І навiть якщо в далекому майбутньому запаси зменшаться, люди знайдуть спосiб його штучного вiдтворення. Природний газ — екологiчно чисте паливо. Його застосування в промислових галузях скорочує викиди шкiдливих компонентiв у 4-5 разiв. Крiм того, газ — унiкальне моторне паливо. От чому на використання газу як паливо переводяться автомобiлi, тепловози, лiтаки, рiчковi судна i сiльгосптехнiка. Для будь-якої держави питання одержання природного газу (видобуток, покупка, транспортування, збереження) та його ефективного використання повиннi бути одними з прiоритетних напрямкiв дiяльностi. Особливо цi питання важливi для України, тому що видобуток нафти i газу з її надр здатний задовольнити не бiльш 10 % потреби, а основу енергетичної кризи складають застарiлi технологiї в промисловостi i сiльському господарствi, що вимагають пiдвищеної витрати енергоресурсiв на одиницю продукцiї (у 28 разiв бiльше, нiж, наприклад, у Францiї). Природний газ для України є стратегiчним iмпортованим товаром, „козирною картою” в взаєминах мiж державами, одним з полiтичних аргументiв. Україна на сьогоднiшнiй день мiцно „прив’язана” до росiйського газу. Розташовуючи досить розвитий системою трубопроводiв, нафтопереробними заводами i газотранспортними пiдприємствами та спецiалiзованим флотом для транспортування зрiдженого газу, Україна зацiкавлена в тiм, щоб разом з Росiєю виступати на європейському енергоринку як партнери. 3 газу за рiк Україна отримує вiд ВАТ „Газпром” (Росiя) як оплату за транспортi послуги. Тому газотранспортна система України є важливим чинником енергетичної безпеки як в економiчнiй, так i в полiтичнiй сферi. Територiєю України проходить найбiльший у свiтi транзитний газовий потiк з Росiї в країни Європи. У зв’язку з ним важливе значення має укладена мiж НАК „Нафтогаз України” та ВАТ „Газпром” угода про забезпечення транзиту росiйського природного газу територiєю України до 2013 р. Привабливiсть української частини маршруту забезпечить також активiзацiя участi України у Мiжнародному спiвробiтництвi в рамках договору до Європейської Енергетичної Хартiї. Тому газотранспортну систему України варто розглядати як джерело гарантованого надходження природного газу на ринок України. Важливим чинником для України мало б стати опрацювання можливостi включення до Програми спiвробiтництва Євросоюзу та України позицiї про включення української газотранспортної системи у проекти, пов’язанi iз реалiзацiєю програми диверсифiкацiї джерел газопостачання до ЄС. Тому виправданими є зацiкавлення науковими дослiдженнями, що висвiтлюють проблеми побудови функцiонування, забезпечення надiйностi та довговiчностi газотранспортних систем як особливо важливого компонента енергетичної безпеки держави. Актуальнiсть зазначених вище проблем i визначили вибiр теми цiєї роботи, зумовили її мету та завдання. В роботi будуть розглянути питання класифiкацiї газових мереж в Українi, а також проблеми їхнього трасування. Перелiк умовних скорочень: ПСГ — пiдземнi сховища газу ГРС — газорозподiльнi станцiї МРП — мiськi розподiльнi пункти МРС — мiськi розподiльнi станцiї Зрiдженi вуглеводенi гази як паливо мають усiма достоїнствами як природного i штучного газiв, так i рiдких палив. Транспортується вони до мiсць споживання рiзними способами: по трубопроводах, залiзничним (у цистернах), авiацiйним (лiтаками, вертольотами), водяним (морськими i рiчковими судами) i автомобiльним (автомобiльними цистернами, бортовими i спецiальними автомобiлями, що перевозять балони) транспортом. промисловостi. У залежностi вiд призначення розрiзняють такi газовi мережi: розподiльнi, призначенi для подачi газу вiд МРС, МРП i сховищ газу до мiсць споживання, i введення в будинки i спорудження, по яким газ надходить безпосередньо до споживачiв. Усерединi будинкiв (споруджень) газ розподiляється по внутрiбудинкових газопроводах. Системи газопостачання являють собою складний комплекс споруджень. На вибiр системи газопостачання мiста впливає ряд факторiв. Це насамперед розмiр газофiцируемої територiї, особливостi її планування, щiльнiсть населення, число i характер споживачiв газу, наявнiсть природних i штучних перешкод для прокладки газопроводiв (рiк, дамб, ярiв, залiзничних колiй, пiдземних споруджень тощо). При проектуваннi системи газопостачання розробляють ряд варiантiв i роблять їхнє технiко-економiчне порiвняння. Для будiвництва застосовують найвигiднiший варiант. Мiська газова мережа складається з газопроводiв рiзного призначення; вузлiв редукування газiв — мiських розподiльних пунктiв (МРП), мiських розподiльних станцiй (МРС), iндивiдуальних регуляторiв тиску, що забезпечують сталiсть тиску в приладах; газосховищ (газгольдерiв), що компенсують нерiвномiрнiсть добового споживання газу (головним чином для комунально-побутових цiлей). Газова мережа обладнається приладами вимiру тиску, пристроями зв’язку, сигналiзацiї, автоматики i запiрною арматурою (клапанами, кранами, засувками, водяними затворами тощо) для вiдключення окремих дiлянок мережi чи будинкiв при аварiях, ремонтних роботах i т. д.. У залежностi вiд максимального тиску газу газопроводи роздiляють на наступнi групи: — газопроводи високого тиску І категорiї — при робочому тиску газу понад 0,6 Мпа (6 кгс/кв. см) до 1,2 Мпа (12 кгс/кв. см) включно для природного газу i газовоздушних сумiшей i до 1,6 Мпа (16 кгс/кв. см) для зрiджених газiв (СУГ); — газопроводи високого тиску ІІ категорiї — при робочому тиску газу понад 0,3 Мпа (3 кгс/кв. см) до 0,6 Мпа (6 кгс/кв. см); — газопроводи середнього тиску — при робочому тиску газу понад 0,005 Мпа (0,05 кгс/кв. см) до 0,3 Мпа (3 кгс/кв. см); — газопроводи низького тиску — при робочому тиску газу до 0,005 Мпа (0,05 кгс/кв. см) включно. Газопроводи високого i середнього тиску служать для постачання мiських розподiльних мереж середнього i низького тиску. По ним йде основна маса газу до всiх споживачiв мiста. Цi газопроводи є основними артерiями, що харчують мiсто газом. Їх виконують у видi кiлець, пiдлоги кiлець або променiв. Газ у газопроводи високого i середнього тиску подається вiд газорозподiльних станцiй (ГРС). низького i середнього тиску через загальмiськi розподiльнi пункти, а також газопроводiв промислових i великих комунально-побутових пiдприємств через мiсцевi розподiльнi пункти i газорегуляторнi установки; мережi високого тиску призначенi для подачi газу до сховищ i великим промислової пiдприємствам. Сучаснi системи мiських газових мереж мають iєрархiчну систему побудови, що погоджується з приведеною вище класифiкацiєю газопроводiв по тиску. Верхнiй рiвень складають газопроводи високого тиску першої i другої категорiї, нижнiй газопроводи низького тиску. Тиск газу при переходi з високого рiвня на бiльш низький поступово знижується. Це здiйснюється за допомогою регуляторiв тиску, установлених на ГРП. Таблиця 2. Норми споживання газу в житлових будинках Споживачi газу Норми розходу теплоти, МДж (тис. ккал) 2800 (660) СУГ При наявностi в оселi газової плити та газового водообiгрювача (при вiдсутностi централiзованого гарячого водопостачання) при газопостачаннi: природним газом « 8000 (1900) СУГ « 7300 (1750) При наявностi в оселi газової плити та вiдсутностi централiзованого гарячого водопостачання i газового водообiгрювача при газопостачаннi: природним газом « 4600 (1100) СУГ « 4240 (1050) За числом ступiней тиску, застосовуваних у мiських газових мережах, вони класифiкуються на: — одноступiнчатi, що подають споживачам газ одного тиску (для невеликих населених пунктiв); — багатоступiнчастi, що подають газ чотирьох тискiв — високого до 12 кгс/кв. см, високого до 6 кгс /кв. см, середнього i низького (у найбiльших мiстах). Для трубопроводiв газових мереж застосовуються суцiльнотягненi i шовнi труби, виготовленi з низьколегованих сталей. Газовi мережi населених мiсць звичайно влаштовуються у видi системи замкнутих кiлець чи контурiв, що забезпечує безперебiйнiсть газопостачання при вiдключеннi окремих дiлянок газопроводу. Усi мiськi газовi мережi, як правило, укладаються в грунт. На територiях промислових i комунально-побутових пiдприємств застосовується переважно наземна прокладка газових мереж. Пiдземнi сталевi газовi мережi, як i магiстральнi газопроводи, захищаються вiд грунтової корозiї i блукаючих струмiв протикорозiйною iзоляцiєю; застосовуються також електричнi методи захисту (катодна, дренажна, протекторна тощо). Дiаметри газопроводiв визначаються гiдравлiчним розрахунком з урахуванням усiх споживачiв у години максимальної витрати газу. Глибина закладення мiських мереж, що прокладаються в землi, залежить вiд рiвня промерзання грунту i ступенi осушки газу, що транспортується. За дiючими правилами газопроводи вологого газу повиннi укладатися нижче середньої глибини промерзання грунту, а осушеного газу можуть розмiщатися в зонi мерзлого грунту на вiдстанi не менш 0,8 м вiд верха труби до поверхнi землi (у зв’язку з необхiднiстю запобiгання газопроводу вiд руйнування транспортним навантаженням). Внутрiбудинковi газовi мережi прокладаються iз сталевих труб, вони складаються зi стоякiв, що транспортують газ у вертикальному напрямку звичайно по усiй висотi будинку, i внутрiквартирних газопроводiв, що подають газ вiд стоякiв до окремих газових приладiв. Газовi стояки, як правило, прокладаються в сходових клiтках, коридорах i кухнях; не допускається прокладка стоякiв у житлових кiмнатах i санвузлах. Вибiр системи газопостачання в мiстi залежить вiд характеру споживачiв газу, яким потрiбний газ вiдповiдного тиску, а також вiд довжини i навантаження газопроводiв. Чим рiзноманiтнiше споживачi газу i чим бiльш велику довжину i навантаження мають газопроводи, тим складнiше буде система газопостачання. У бiльшостi випадкiв для мiст iз населенням до 500 тисяч чоловiк найбiльше економiчно доцiльної є двоступiнчаста система. Для великих мiст iз населенням бiльш мiльйона чоловiк i наявнiстю великих промислових пiдприємств кращою є трьох- чи багатоступiнчаста система. У табл. 3 наведено класифiкацiю газопроводiв, що входять у систему газопостачання. Таблиця 3. Класифiкацiя газопроводiв, що входять у систему газопостачання Газопроводи Класифiкацiйнi показники Зовнiшнi (вуличнi, внутрiквартальнi, двiрськi, мiжцеховi) i внутрiшнi (розташованi усерединi будинкiв й примiщень) Мiсцезнаходження вiдносно планування поселення Пiдземнi (пiдвiднi), надземнi (надводнi), наземнi Мiсцезнаходження вiдносно поверхнi землi Розподiльнi, газопроводи-введення, вступнi, продувнi, сброснi, iмпульснi, а також мiжпоселковi Призначення в системi газопостачання Розподiльнi, газопроводи-введення, вступнi, продувнi, сброснi, iмпульснi, а також межпоселковi Тиск газу Металевi (сталевi, мiднi й iн.) i неметалiчнi (полiетиленовi й iн.) Матерiал труб Природного газу, побiжного газу i СУГ Вид газу, що транспортується 2. Пiдводнi газовi трубопроводи пункти. Основними експлуатацiйними чинниками, якi дiють на пiдводний трубопровiд, є гiдростатичний га хвильовий тиск, пiдводнi течiї, температурнi впливи, корозiйна активнiсть середовища. Гiдростатичний тиск безпосередньо залежить вiд глибини моря на трасi та iстотно змiнюється лише в районах з вiдчутними припливами та вiдпливами. Хвильовий тиск пов’язаний зi змiною поверхнi моря, i навiть на значнiй глибинi позначається на зовнiшньому навантаженнi пiдводного трубопроводу у виглядi змiнної складової, дiя якої залежить не лише пiд параметрiв хвиль, а й вiд напрямку хвильового фронту. Пiдводнi течiї пов’язанi з гiдрогеологiчними умовами. Температура води на великих глибинах змiнюється незначно, але на глибинах, де розташовано бiльшiсть сучасних пiдводних нафтогазопроводiв, рiчний дiапазон температурних змiн складає 10-20 К. Середня швидкiсна корозiї сталi в морськiй водi порiвняно постiйна i не перевищує 0,15 мм/рiк. Проте досвiд експлуатацiї показує, що на поверхнi сталi виникає мiсцева корозiя у виглядi пiтiв, швидкiсть якої змiнюється в доволi широкому дiапазонi (0,5 — 2. 5 мм/рiк). Навантаження, що дiюсь на пiдводний трубопровiд в процесi експлуатацiї, прийнято подiляти на такi групи: ¾ гравiтацiйнi, якi залежать вiд маси продукту, що транспортується, а також маси труби, антикорозiйного покриття з обмотувальною iзоляцiєю, залiзобетонного покриття та органiчною наросту; ¾ гiдродиманiчнi, якi включають гiдродинамiчну пiднiмальну силу та гiдродинамiчну силу тяги, величина яких залежить вiд швидкостi та напрямку течiї; ¾ iнерцiйнi, що включають вертикальну та горизонтальну сили гiдродинамiчної iнерцiї: архiмедовi сила; реакцiя грунту; сила тертя трубопроводу до морського дна. можуть бути визначенi з достатньою точнiстю, але безумовна бiльшiсть з них обчислюється надто наближено. Зокрема, це стосується навантажень, що залежать вiд зовнiшнiх впливiв на трубопровiд, i е непостiйними навiть на дуже коротких дiлянках траси. Вiдзначимо, що перелiченi навантаження та зовнiшнi виливи не вичерпують всю сукупнiсть взаємодiї морського середовища з трубопроводом. У процесi експлуатацiї проявляється така велика кiлькiсть статичних та динамiчних силових чинникiв, зумовлених специфiкою морського середовища та умовами роботи трубопроводу, що прогнозування їх величини та дiапазону змiни сучасними методами недостатньо достовiрне. Також важко передбачити фактичне спрацювання труб та змiну перерiзу трубопроводу по всiй протяжностi пiд час експлуатацiї i необхiдно також враховувати ймовiрнiсть випадкових навантажень. Конфiгурацiї лiнiйної частини морського трубопроводу у процесi експлуатацiї такi ж рiзноманiтнi, як морське дно вздовж траси трубопроводу. Аналiз причин аварiй пiдводних трубопроводiв показує, що приблизно 75 % всiх пошкоджень вiдбувається в результатi впливу па трубопровiд хвиль та течiй. Цеп вплив є не лише одним з найнебезпечнiшим та найпоширенiших, а й найменш прогнозованим. Так, трубопровiд, укладений в траншею та засипаний пiском, пiд час шторму може вийти на поверхню грунту та пiддаватися активному впливу хвиль i течiї, в результатi чого може утворитися дiлянка, що провисає та коливається. Це, в свою чергу, спричинює деформацiю (згин трубопроводу), призводить до розтрiскування залiзобетонного оболонки та розриву iзоляцiйною покриття, проникнення морської води до металу трубопроводу, утворення вторинних концентраторiв напружень, що в комплексi викликає передчасне руйнування. Умови експлуатацiї пiдводних трубопроводiв, а особливо низькочастотна втома, сприяють послiдовному накопиченню дефектiв у матерiалах груб, що призводить до ймовiрного їх руйнування. Наслiдком цього с порушення технологiчного пронесу транспортування енергоносiя та забруднення навколишнього середовища. 3. Пiдземнi сховища газу Надiйне газопостачання неможливе без наявностi в системi газопроводiв пiдземних сховищ газу (ПСГ). Необхiднiсть ПСГ у газопровiдних системах зростає iз збiльшенням вiдстанi мiж районами видобування i споживання. Об’єм ПСГ у газопровiднiй системi визначається вiдповiдно до таких принципiв: 3. Об’єм активного газу в ПСГ для пп. 1 i 2 має бути заключсний в iнтервал тискiв, що забезпечує подачу газу в газопровiд, що обслуговується. За виконуваними функцiями ПСГ пiдроздiляються на припромисловi — розташованi на початку газотранспортної системи, транспортнi i розподiльнi (так званi, сховища модуляцiї). Сховища, що розташованi на початку газотранспортної системи, призначенi забезпечувати повну продуктивнiсть газопроводу у разi зменшення обсягу видобування газу, а також розривають зв’язок мiж видобуванням i транспортуванням, дають можливiсть здiйснювати видобування вiдповiдно до газодинамiчних характеристик родовищ. ПСГ у районi видобування може також акумулювати надлишок газу у лiтнiй перiод i подавати його зимою як мiсцевим споживачам, так i на експорт. Об’єм цих сховищ має забезпечувати закачування повної кiлькостi надлишкового газу за лiтнiй перiод. Роль транспортних ПСГ полягає в регулюваннi продуктивностi газопроводiв великої довжини i забезпеченнi надiйностi постачань газу у разi аварiй на попереднiй дiлянцi. Розподiльнi ПСГ будуються поблизу великих центрiв споживання i призначенi забезпечувати пiковi попити на газ, а також в них зберiгається запас газу на випадок екстремальних ситуацiй. Наявнiсть ПСГ в районi й великого споживання газу дає змогу розраховувати продуктивнiсть пiдвiдного газопроводу не на максимальну, а на середньорiчну потребу. Цi сховища призначенi i для надiйностi експортних постачань. З цiєї причини ВАТ „Газпром” (Росiя) використовує українськi ПСГ, а також аналогiчнi сховища Латвiї (Інчукалнське ПСГ) i Нiмеччини (ПСГ „Реден”). Дуже значна частка газу зберiгається в українських ПСГ. Обсяг їхнього використання Газпромом буде збiльшуватися iз збiльшенням експорту росiйського газу в Захiдну Європу, Балканськi країни i Туреччину. У пiдвищеннi надiйностi експорту росiйського газу в Балканськi країнi роль українських ПСГ зростатиме i збiльшенням iз об’єму Пролетарської ПСГ (Днiпропетровська обл.). Повний комплекс iнженерних дослiджень як по трасi лiнiйної частини газопроводу, кабелю зв’язку i пiд’їзних автодорiг, так i на площадках розмiщення установок катодного захисту i на територiї газової вимiрювальної станцiї. Комплекснiсть, деталiзацiя й обсяги iнженернi вишукування для проектування газопроводiв забезпечують прийняття обгрунтованих проектних рiшень. Перед початком польових робiт у напрямку траси необхiдно проводити аерофотознiмання. Полевi топографо-геодезичним дослiдженням повиннi передувати роботи з розвитку планово-висотної мережi. i профiлi по її осi з локалiзацiєю пересiчних i паралельно наступних надземних i пiдземних комунiкацiй, а також плани i профiлi переходiв через природнi (рiки, яри i болота) i штучнi (автомобiльнi i залiзничнi) перешкоди. надавати "проблемним" дiлянкам траси: у першу чергу, — зi зсувними проявами, потенцiйно небезпечними тектонiчними активними порушеннями, концентрованими техногенними навантаженнями i т. д. З метою їхнього виявлення можна використовувати комплекс геофiзичних i iнженерно-геологiчних методiв. Важливо вiдзначити, що вплив iнженерно-геологiчних факторiв, якi формують iнженерно-геологiчнi умови для такого лiнiйно протяжного спорудження як магiстральний газопровiд, не охоплює всiєї розмаїтостi їх, оскiльки глибина закладення труби рiдко перевищує 5 м. З iншого боку, при пристрої полиць у горах можливi зрiзання схилiв на значно великi глибини, що саме по собi стає могутнiм техногенним фактором i часто приводить до порушення рiвноваги системи "навколишнє середовище — трубопровiд". Всебiчний аналiз цих матерiалiв i використання їх для прогнозування подальших змiн iнженерно-геологiчних i гiдрогеологiчних умов пiд впливом техногенних факторiв у пiдсумку визначають набiр методiв i обсяги робiт на рiзних сегментах траси. Особливу увагу при цьому потрiбно звертати на активiзацiю несприятливих фiзико-геологiчних процесiв, що провокуються у результатi будiвництва газопроводiв. В основному, це — зсуви в результатi пiдрiзування схилiв при облаштованостi полиць газопроводiв. Їхнiй прояв може стати причиною аварiй на дiючих газопроводах, що, крiм економiчного збитку вiд аварiї, впливають на екологiчний стан навколишнього середовища. Важливим принципом забезпечення надiйностi газопроводу може служити принцип максимального використання геоморфологiчних особливостей. Часто це коридори вже iснуючих газопроводiв. На дiлянках, де прокладка в них була неможлива, вишукуються локальнi, стiйкi обходи з вiддаленням вiд iснуючих коридорiв i використанням "вiльних" поверхонь вододiлiв. можна пiдроздiлити на кiлька груп: дефекти, що виникають у процесi виробництва труб, їхнього перевезення, розвантаження, складування тощо; тi, що зв’язанi з будiвельним циклом (порушення технологiї зварювання, проектнi прорахунки, що приводять до виникнення додаткових напруг тощо; тi, що виникають в процесi експлуатацiї (вплив зовнiшнього середовища, продукту, що транспортується, умови i режими роботи, природна деградацiя матерiалу труби в часi). Контроль i мiнiмiзацiя наслiдкiв корозiї металу труби на практичному етапi дiї складають, мабуть, головну задачу i залежать вiд вiрогiдностi одержуваної iнформацiї. технiчного стану. 5. Сучасне становище системи українських газових мереж Газорозподiльнi мережi щороку транспортують безпосередньо споживачам понад 60 млрд кубометрiв газу (80 % споживаного в Українi). Експлуатацiя величезного технiчного комплексу завжди пов’язана з рiзними об’єктивними й суб’єктивними ризиками. Зрозумiло, така iнфраструктура потребує серйозного фiнансування, постiйних витрат на її утримання, вiдновлення та оптимiзацiю. Уже сьогоднi спливає термiн амортизацiї близько 10 тисяч кiлометрiв газових мереж. Неузгоджена полiтика на ринку газу призвела до невтiшних результатiв, зокрема рiзкого зниження обсягiв iнвестицiй у розвиток державних газотранспортних та газорозподiльних мереж, будiвництво яких ведеться фактично за рахунок державних джерел фiнансування (кошти бюджетiв та пiдприємств НАК "Нафтогаз України"). збiльшилась у пiвтора раза. За даними ДК "Газ України", вiдсоток зношеностi газових мереж державної власностi збiльшився до 40 (незважаючи на щорiчне введення в експлуатацiю значної кiлькостi нових газопроводiв державної власностi). При передбачених iнвестицiйною програмою необхiдних щорiчних вкладеннях у вiдтворення газотранспортної системи ДК "Укртрансгаз" (приблизно 2500 млн грн.) дефiцит капiтальних вкладень становить майже половину[1] . 6. Газотранспортна мережа України у системi газопостачання Європи України Дашавського газового родовища було побудовано газопровiд завдовжки 14 км до м. Стрий, промислову експлуатацiю якого розпочали у 1924 р. У цьому ж роцi газопровiд „Дашава – Стрий” було продовжено до м. Дрогобич, а в наступному роцi — до м. Стебник. У 1927 р. прокладено другу нитку газопроводу „Дашава — Стрий”, а через рiк — другу нитку газопроводу „Дашава — Стрий — Дрогобич” завдовжки 40 км. У 1929 р. побудовано газопровiд „Дашава — Миколаїв —Львiв”, довжина якого становила 82 км. Це був чи не найбiльший газопровiд у Європi, побудований на досить високому технiчному рiвнi, а мiсто Львiв стало першим серед великих мiст континенту, яке користувалось природним газом. Вiдкриття нових родовищ та збiльшення потреб у газi сприяли тому, що на кiнець 30-х рокiв минулого столiття як у Схiдному Прикарпаттi (територiя сучасної України), так i в Захiдному Прикарпаттi (територiя Польщi) було створено локальнi газотранспортнi мережi високого тиску, по яких газ подавався до мiсцевих споживачiв. Загальна їх довжина перевищувала, вiдповiдно, 300 та 500 км. Природно, що розроблялись проекти щодо я к об’єднання згаданих локальних систем, так i прокладання магiстральних газопроводiв для забезпеченим газом вiддаленiших споживачiв. Природний газ по цьому газопроводу з Опарського родовища подавався до серпня 1944 р., коли газопровiд опинився у зонi бойових дiй. Пiсля звiльнення Прикарпаття вiд нiмецької окупацiї, вiдновлення iнфраструктури як на територiї України, так i на територiї Польщi, вiдповiдно до мiжурядових домовленостей, на початку 1915 р. було поновлено подачу газу по газопроводу „Омари — Самбiр — Перемшиль — Стальова Воля”. Протягом 1945 р, до Польщi було поставлено 76 млн м3 українського газу. Це були першi в Європi i, можливо, у свiтi мiждержавнi передачi природного газу. Дiюча система газопроводiв та iснуючi мiж ними перемички давали можливiсть подавати до Польщi газ не тiльки Лопарського, а й Дашавського родовища. Наприклад, якщо у 1947 р. до Стальової Волi подавався природний газ переважно з Опарського родовища, то вже у 1948 р.— головним чином з Дашавського. З 1946 по 1950 рр. до Польщi подавалось 80-90 мли м3 газу за рiк, у 1960 р. вiн станови в уже 242 мли м3 . Для збiльшення подачi газу у 1961 р. було побудовано газопровiд „Комарно — Самбiр — Дроздовичi”, тобто до кордону з Польщею, завдовжки 80 км i дiаметром 500 мм, а у 1976 р.— у цьому ж коридорi ще один газопровiд „Комарно — Дроздовичi” дiаметром 720 мм i протяжнiстю78 км. У 1980 р. було споруджсно компресорну станцiю "Комарно". Це дало можливiсть забезпечити надiйну подачу газу до Польщi та збiльшити обсяги поставок, якi досягли уже в кiнцi 70-х рокiв 1 млрд м3 , а у 80-х роках — максимального рiння 5—6 млрд м3 за рiк. В останнi роки по цьому коридору здiйснюється експорт як росiйської, так i українського газу загальним обсягом 3—4 млрд м3 за рiк. На початку 60-х рокiв минулого столiття у багатьох Європейських країнах почала вiдчуватися нестача власних ресурсiв газу, i вони стали шукати шляхи iмпорту природного газу з iнших держав. 3 . у 1973—1971 рр. ряду великих магiстральних газопроводiв на територiї України та тодiшньої Чехословаччини дало можливiсть СРСР розширити експорт газу до країн Захiдної Європи. Так. у 1973 р. газ почали подаванi до Нiмеччини, з 1971 р. мого стала iмпортувати Італiя з використанням Транс-австрiйського газопроводу, по якому в серединi 90-х рокiв уже подавали понад 20 млрд м3 газу. У 1974 р. пiсля розширення системи газопроводiв „Шебединка — Днiпропетровськ — Кривий Рiг — Ізмаїл” природний газ почав надходити до Болгарiї, а через п’ять рокiв — до Румунiї. З 1976р. через систему газопроводiв України починається експорт газу до Угорщини та Францiї, а ще через два роки —до колишньої Югославiї. Обсяги експорту газу через українську систему газопроводiв швидко зростають, i вже у 1975 р. вони перевищують 16 млрд м3 , а у 1980 р. досягають 50 млрд м3 . Газотранспортна система України все бiльше виконує роль транзитної системи. Протягом значного перiоду часу газопроводами України транспортується весь газ, що подається з СРСР на експорт, лише з 1973 р. невеликi обсяги газу подаються до Польщi з територiї Бiлорусi, а з 1975 р. по окремому газопроводу газ починають експортувати до Фiнляндiї. З року в рiк збiльшуються поставки росiйського газу: новi обсяги його iмпорту законтрактовано країнами Центральної Європи, а також компанiями Нiмеччини, Францiї, Італiї. З цiєю метою будуються трансконтинентальнi газопроводи „Союз”, пiзнiше „Уренгий – Ужгород” та „Прогрес”. У 70-80-х роках минулого столiття iстотно збiльшились поставки газу до Захiдної Європи i Алжиру. Зростають обсяги експорту газу та кiлькiсть країн, до яких вiн подається через українську систему газопроводi, що постiйно розширюється. З введенням нових магiстральних газопроводiв i збiльшенням експорту газу з Росiї до країн Центральної i Захiдної Європи Україна стала найбiльшою у свiтi транзитною державою. Зараз щороку газопроводами України подається транзитом 115—140 млрд м3 газу, у тому числi за межi СНД (з урахуванням експорту українського газу) 100—120 млрд м3 , що становить майже четверту частину загального обсягу його споживання у країнах Євросоюзу. Загальнi висновки 1. Завдяки газотранспортнiй системi Українська держава задовольняє до 50 % своїх потреб у природному газi, значно знижує його цiну для вiтчизняних споживачiв, тобто дозволяє триматися на плаву не тiльки нашим злиденним бабусям, якi отримують мiзерну пенсiю, а й основним галузям промисловостi. 2. Ефективне й рацiональне ведення гiгантського газового господарства країни, уникнення непродуктивних втрат, що, безперечно, впливають на зростання вартостi послуг як для населення, так i для економiки, залежить вiд ретельного облiку та аналiзу реальної ситуацiї в галузi. Втрата контролю наддержавним майном у таких масштабах значно знижує доходи держави вiд найприбутковiшого сектора нацiональної економiки, провокує подальше масштабне вiдчуження державного майна. 3. Для транспортування видобутого продукту з родовищ, розмiщених у морi, необхiдно будувати i ефективно експлуатувати морськi трубопроводи. Досвiд експлуатацiї морських трубопроводiв малий, а тому особлива увага в роботi має придiлятися всебiчним дослiдженням з метою прогнозування та забезпечення їх довговiчностi. 4. Дослiдження реального стану лiнiйних дiлянок i компресорних станцiй складної газотранспортної системи дає можливiсть формалiзувати i реалiзувати задачу оптимiзацiї режимiв її експлуатацiї. Слiд зауважити, що з переходом до ринкових вiдношень змiнилися критерiї оптимальностi режиму. Якщо ранiше як критерiй оптимальностi приймалася витрата паливного газу на перекачування, то в нових умовах основний критерiй — це прибуток газотранспортного пiдприємства. За таких умов треба будувати функцiю мети з урахуванням багатокритерiальної оптимiзацiї режимiв. Для керування режимами необхiдно будувати область допустимих режимiв i граничну область енерговитрат на транспортування газу. 5. Пiд час транспортування i постачання природного газу споживачу мають мiсце понаднормативнi втрати газу її магiстральних трубопроводах та розподiльних мережах через розгерметизацiю та некоректний облiк. У 2001 р. такi витрати становили 2,616 млрд м3 . Тому треба проводити комплекснi дослiдження з метою вивчення чинникiв, якi впливають на вiдповiднi втрати, з метою розробки рекомендацiй та нормативних документiв для їх зменшення. Використана лiтература 1. Говдяк Р. М., Нечаев Ю. А. Роль пiдземних сховищ газу у складi газотранспортної системи України // Нафтова i газова промисловiсть, 2005, № 4. С. 4-6. 2. Ковшiш М. П., Ґрудз В. Я., Михалкiв В. Б. та iн. Трубопровiдний транспорт газу. — К., АреноЕКО, 2002.— 60 с. 4. Усачев М. «Богородчаны—Ужгород»: стройке быть! // ТЭК, № 12, 2005. С. 92—95. 5. Химко М. П., Фролов В. А. та iн. Розрахунок параметрiв газотранспортних систем // Нафтова та газова промисловiсть, № 3, 2006. С. 33—37. [1] Фiнансовий контроль, № 4, 2003. С. 42—43.