1. Droga przesyłu gazu od źródła do stacji gazowej I-go stopnia.

• tłocznie,

• rurociągi WC,

• stacje redukcyjne I-go stopnia,

• PMG.

Rurociągi

• rury stalowe o średnicach wewnętrznych 500 - 1400 mm,

• wewnętrzna powierzchnia powlekana najczęściej polietylenem,

• uszkodzenia mechaniczne, zmniejszenie oporów strat ciś., zwiększenie przepustowości-zmniejszenie kosztów eksploatacji

• łączone poprzez spawanie, wyłącznie od 8-10m

• zewnątrz zabezpieczone przed korozją,

• Max dopuszczalne ciśnienie (8,4 MPa - Jamal), 6,5 MPa w Polsce

2. Rola i rodzaje PMG w systemie przesyłu gazu

Główną rolą podziemnych magazynów gazu jest gromadzenie nadmiaru gazu
(np. latem) oraz uzupełnianie niedoborów gazu (np. zima). Pozwala to na zabezpieczenie pełnych i dostaw gazu dla systemu gazowniczego. W PMG przechowywane są także rezerwy strategiczne gazu. PMG zawsze sa powiązane z systemem transportu gazu, głównie z uwagi na bezpieczeństwo transportu gazu na duże odległości oraz zmniejszenie jednostkowych kosztów transportu

Rodzaje:

1. struktury wyeksploatowanych złóż węglowodorów,

• najczęściej stosowany (75 % PMG na świecie),

• kilka lat budowy, (konieczność uzupełnienia instalacji naziemnej do zatłaczania i odbioru gazu),

• głębokość położenia warstw zbiornika 300 ÷ 1000 m,

• złoża dobrze rozpoznane poprzez proces eksploatacji,

• koszt budowy PMG w wyeksploatowanych złożach 30 % niższy od warstw wodonośnych,

• struktury warstw wodonośnych,

• trudniejsza i bardziej ryzykowna budowa zbiornika (trudne rozpoznanie struktury),

• bardzo kosztowna aparatura i urządzenia naziemne (separatory, filtry, podgrzewacze gazu),

• około 15 % PMG tego typu

3. kawerny wypłukane w wysadach solnych,

• stosunkowo drogie,

• mogą pełnić rolę magazynów szczytowych,

• duże pojemności przy zajęciu niewielkich terenów,

• około 3 % PMG - tego typu

4. wyrobiska górnicze starych kopalń.

3. Rola tłoczni gazu w systemie przesyłowym. Struktury połączeń maszyn w tłoczni

Głównym zadaniem tłoczni gazu jest sprężenie gazu do takiego ciśnienia, które umożliwia pokonanie oporów hydraulicznych rurociągu na określonym odcinku przy zadanym przepływie gazu.

Na terenie tłoczni prowadzone są także pomiary ilości i jakości gazu dostarczanego i transportowanego na odcinku gazociągu tranzytowego, a także dokonywanie ciągłego pomiaru ilości gazu odbieranego przez system gazowniczy, jak również kontrola jego jakości.

Struktury połączeń maszyn w tłoczni:

• sprężarki połączone szeregowo

Qt=Qmin

• sprężarki połączone równolegle

Qt=ΣQi

• schemat połączeń mieszany.

4. Rodzaje sprężarek sprężarek i ich napędów.

Rodzaje sprężarek

• tłokowe,

• odśrodkowe.

Rodzaje napędu

• silniki spalinowe - gazowe,

Zalety:

• możliwość częstego i szybkiego włączania do ruchu,

• duża i płynna możliwość regulacji obrotów,

• możliwość zastosowania przestrzeni martwych,

• własne źródło napędu - gaz ziemny,

• wysoka sprawność cieplna,

• mała (zblokowana) budowa,

Wady:

• zanieczyszczenie spalinami środowiska,

• silnik jest poważnym emitorem hałasu ( w odległości 1 m od maszyny natężenie dźwięku przekracza 103dB),

• motosprężarka jest źródłem drgań - potrzebny jest specjalny budynek,

• duży ciężar: maszyna 6 cylindrowa waży 48 ton,

• kosztowny fundament,

• mały zakres mocy do 4 MW (2500 KM),

• wysoka awaryjność,

• duży koszt części zamiennych,

silniki elektryczne,

Zalety:

• możliwość częstego i szybkiego uruchamiania (krótki rozruch 30 minut),

• brak zanieczyszczeń atmosfery wokół tłoczni - napęd ekologiczny,

• brak zewnętrznych emitorów hałasu (silnik jest cichy, hałasuje tylko kompresor i przepływający gaz),

• możliwość produkcji części we własnym zakresie,

• bezawaryjne krajowe silniki,

• prosta eksploatacja.

Wady:

• wymagają doprowadzenia linii wysokonapięciowych,

• potrzebny budynek centrali elektrycznej - duże napięcia,

• uzależnienie gazownictwa od energetyki,

• duże wymiary (przewymiarowany),

• duży ciężar (jedna maszyna waży ok. 100 ton) - potrzebne fundamenty; palowanie gruntu,

• mały zakres mocy do 4 MW, (w Polsce 2,5 MW zasilane napięciem 6 kV w celu zmniejszenia średnicy kabli),

• kosztowna budowa hali,

• ograniczona możliwość regulacji wydajności,

turbiny gazowe.

Zalety:

• możliwość częstego i szybkie włączania do ruchu,

• duży zakres mocy do 9 MW a nawet do 25 MW, ze stosunkowo małej przestrzeni,

• obudowa kontenerowa (szybki montaż maszyny 3tyg.),

• uniezależnienie od energii elektrycznej,

• możliwość odzyskiwania ciepła ze spalin,

• długie przebiegi między naprawcze,

• duża pewność ruchu i niezawodność.

Wady:

• wysoka cena około 1 milion $ za 1 MW mocy,

• niska sprawność turbiny,

• moc zależy od temperatury,

• moc turbiny zależy od wysokości ponad poziom morza (sprawa ciśnienia),

• mały zakres wydajności, buduje się zbiorniki w celu umożliwienia regulacji, niewielka możliwość regulacji obrotów (zmiany w zakresie 70÷100%),

• maszyna musi cały czas chodzić. Maszyna nie eksploatowana bardzo szybko koroduje, zwłaszcza turbiny wzięte z lotnictwa,

• zanieczyszczenie środowiska spalinami - duża emisja NOX,

• turbina gazowa jest dużym źródłem hałasu.

5. Stacja gazowa I-go stopnia (wysokiego ciśnienia).

Podstawowe elementy technologiczne:

• przewód wejściowy z zespołem zaporowo - upustowym,

• zespół filtrów na każdym ciągu,

• podgrzewacze gazu,

• ciągi redukcyjne,

• aparatura kontrolno - pomiarowa,

• 
  przewód wyjściowy z zespołem zaporowo - upustowym

6. Stacja gazowa II-go stopnia (średniego ciśnienia).

Stacja gazowa - zespół urządzeń do:

• redukcji,

• regulacji,

• pomiarów,

• rozdziału

paliwa gazowego.

Stacja redukcyjna - stacja gazowa, w skład której wchodzi zespół urządzeń do obniżania ciśnienia wyjściowego dla:

• Q> 60 m3/h gdy Pwej < 0.4 MPa,

• Q dowolne gdy Pwej > 0.4 MPa


Elementy stacji gazowej II stopnia :

• filtr,

• gazomierz,

• korektor,

• zawór szybkozamykający,

• reduktor

• wydmuchowy zawór upustowy,

• rejestrator ciśnienia wyjściowego.

7. Omów parametry charakterystyczne gazu ziemnego.

Gaz ziemny jest paliwem gazowym pochodzenia naturalnego. Jest mieszaniną węglowodorów gazowych ( metanu, etanu, propanu), ciekłych oraz zmiennych ilości azotu, dwutlenku węgla, siarkowodoru H2S, wodoru i domieszek gazów szlachetnych.

Podstawowe parametry:

Parametry	Gaz ziemny
		wysokometanowy	zaazotowany
Ciepło spalania	38,147 MJ/m3	26 MJ/m3
Wartość opałowa	34,43 MJ/m3	25 MJ/m3
Gęstość właściwa
Liczba Wobbego	50 MJ/m3	30 MJ/m3
Prędkość spalania
Granica zapłonu

Ciepło spalania gazu (MJ/m3) jest ilością ciepła jaką otrzymuje się podczas całkowitego spalenia 1m3 gazu w warunkach normalnych (wartość opałowa stanowi ciepło spalania pomniejszone o ciepło parowania wody wydzielonej z paliwa podczas spalania).

Gęstość właściwa (kG/m3) jest stosunkiem masy gazu do jego objętości i wyraża masę 1m3 gazu w warunkach normalnych.

Liczba Wobbego (MJ/m3) jest stosunkiem ilości ciepła gazu do pierwiastka kwadratowego z gęstości względnej gazu (gęstość względna gazu jest stosunkiem mas jednakowych objętości gazu i powietrza znajdujących się w takich samych warunkach ciśnienia
i temperatury).

Prędkość spalania gazu określa z jaką prędkością przesuwa się płomień względem mieszaniny palnej gazu i powietrza.

Granice zapłonu wyrażają takie graniczne zawartości paliwa gazowego w mieszaninie
z powietrzem pomiędzy którymi zachodzi spalanie tej mieszaniny.

8. Charakterystyka sieci dystrybucyjnych

Podstawowa metoda prowadzenia ruchu sieci dystrybucyjnej polega na sterowaniu ciśnieniem wyjściowym stacji redukcyjnych. Konieczność zmniejszenia strat gazu zmusza do stosowania różnych algorytmów zmiany nastaw reduktorów.

Podstawowe zadania przedsiębiorstwa dystrybucji gazem to:

• obsługa klientów (m.in. zawieranie umów, okresowa wymiana gazomierzy, kontrola szczelności instalacji),

• prowadzenie ruchu sieci,

• utrzymanie sieci w odpowiednim stanie technicznym(m.in. wykrywanie i lokalizacja nieszczelności, zapewnienie ciągłych dostaw gazu odbiorcom, bezpieczeństwo personelu i środowiska oraz zmniejszenie ryzyka wystąpienia awarii).

9. Zasady projektowania i eksploatacji instalacji gazowych

Instalacja gazowa to układ przewodów za kurkiem głównym, spełniający określone wymagania szczelności, prowadzony wewnątrz lub na zewnątrz budynku wraz z urządzeniami do pomiaru zużycia gazu armaturą i innym wyposażeniem oraz urządzeniami gazowymi zainstalowanymi zgodnie z potrzebami użytkowymi i przeznaczeniem budynku.

Projektowanie instalacji wymaga informacji:

• charakterystyk technicznych urządzeń gazowych,

• wymagań technicznych dot. Pomieszczeń, w których instalowane są urządzenia gazowe,

• zasad wentylacji pomieszczeń i sposobu odprowadzania spalin,

• wymagań dot. Instalacji elektrycznych w pomieszczeniach, w których będzie instalacja gazowa,

• lokalizacji urządzeń gazowych,

• zasad prowadzenia instalacji gazowych,

• wymagań związanych z odbiorem instalacji gazowej.

reszta z inst. gazowych

10. Co to jest taryfa gazowa i jaka jest jej rola

Taryfa jest zbiorem cen i stawek opłat oraz warunków jej stosowania, opracowana przez przedsiębiorstwo gazowe i wprowadzona w trybie określonym ustawą, jako obowiązująca.

Rola:

• wymusza efektywne ekonomicznie prowadzenie ruchu systemu gazowniczego oraz uzasadnioną ekonomicznie jego rozbudowę,

• sprzyja rozwojowi mechanizmów rynkowych,

• umożliwia funkcjonowanie zasady TPA (Third Party Access) - swobodnego dostępu stron trzecich do sieci,

• zapewnia zwrot kosztów uzasadnionych przedsiębiorstwa gazowniczego w poszczególnych obszarach działalności (bez subsydiowania skrośnego),

• tworzy przejrzysty i spójny system opłat - w sensie ceny uzależnionej od zakresu świadczonych usług tj. np. od ilości przetransportowanego lub zmagazynowanego gazu oraz odległości przesyłu.

11. Omów podstawowe rodzaje taryf.

Taryfa oparta na ilości przesyłanego gazu

Opłata jest pobierana za m3 paliwa gazowego lub jednostkę przesyłanej energii. Stawki opłat oblicza się w oparciu o poniższy wzór:




gdzie:

• tp [zł/m3] - stawka opłat wg taryfy zmiennej opartej na ilości przesyłanego gazu,

• P [zł/rok] - poziom niezbędnych przychodów,

• ΣQ [m3/rok] - łączna ilość przesyłanego gazu.

Zaletą tego modelu jest jego prostota.

Wady tego modelu są następujące:

• brak związku między ponoszoną opłatą za przesył z zarezerwowaną przepustowością,

• brak związku opłaty przesyłowej z rzeczywistą odległością przesyłu,

• duże ryzyko osiągnięcia założonych przychodów przez operatora systemu.

Taryfa przesyłowa oparta na zamówionej przepustowości godzinowej

Opłata w tym systemie jest zryczałtowana i pobierana za jednostkę zamówionej




gdzie:

• tM [zł/(m3/h)/rok] - stawka opłaty wg taryfy przesyłowej stałej opartej na zamówionej przepustowości,

• P [zł/rok] - poziom niezbędnych przychodów,

• ΣM [m3/rok] - łączna przepustowość zamówiona przez odbiorców.

Zaleta - uzależnienie opłaty za usługę przesyłową od zarezerwowanej przepustowości.

Wada - brak związku ponoszonej opłaty z odległością przesyłu gazu.

Taryfa przesyłowa dystansowa

Opłata uzależniona jest od zarezerwowanej przepustowości gazociągu i drogi transportu gazu do odbiorcy. Oblicza się ją w następujący sposób:




gdzie:

• tL [zł/km/(m3/h)/rok] - stawka opłaty wg taryfy przesyłowej dystansowej,

• P [zł/rok] - poziom niezbędnych przychodów,

• Mi [m3/h] - przepustowość zarezerwowana przez i-tego odbiorcę.

• Li [km] - długość drogi transportu gazu dla i-tego użytkownika systemu.

Występuje ścisły związek pomiędzy opłatą, a odległością przesyłu.

Taryfa przesyłowa strefowa


Wysokość opłaty zależy od zarezerwowanej przepustowości gazociągu i strefy, w jakiej znajduje się dany odbiorca. Każda strefa ma zwykle własną zryczałtowaną taryfę. Taryfy wyznacza się według wzoru:

gdzie:

• tSA[zł/ (m3/h)/rok] - stawka opłat w strefie A wg taryfy przesyłowej strefowej,

• A - procent przychodów generowanych w strefie A,

• P [zł/rok] - poziom niezbędnych przychodów,

• M_A [m3/h] -łączna przepustowość sieci zarezerwowana przez odbiorców znajdujących się w strefie A.

Model ten jest połączeniem systemu ryczałtowego opartego na zamówionej przepustowości i systemu dystansowego.

12. Dlaczego udział gazu w bilansie energetycznym kraju będzie rósł kosztem węgla?

Udział gazu w bilansie energetycznym kraju będzie rósł kosztem węgla ponieważ:

• Gaz ziemny nie emituje szkodliwych pyłów, metali i węglowodorów aromatycznych podczas spalania, minimalny współczynnik emisji, CO₂ i SO₂ oraz brak od-padów z procesów spalania paliwa. A wiec jego użytkowanie niemal nie ma wpływu na obecne problemy środowiskowe związane z rosnącą ilością gazów cieplarnianych w atmosferze, kwaśnymi deszczami i dziurą ozonową. Emisja dwutlenku węgla - bezwzględna przewaga gazu ziemnego. Ilości CO2 przy wytworzeniu mocy 1[kWh] z różnych surowców naturalnych: węgiel kamienny - 0,33 kg, gaz ziemny - 0,20 kg. Limit emisji CO2 dla Polski w 2007 r. - do 208,5 mln ton/rok.

• Gaz ziemny jako czyste paliwo jest jednym z najlepszych w energetyce, przemyśle i gospodarce komunalnej. Również wydobywanie, magazynowanie oraz transport, które odbywają się w warunkach bardziej przyjaznych dla środowiska, przemawiają za jego powszechnym stosowaniem.

• Liczne badania, w których porównano ropę naftową, węgiel kamienny, energię atomową i gaz ziemny pokazały iż ten ostatni jest najbezpieczniejszym i najmniej uciążliwym dla środowiska źródłem energii.

Inne powody wzrostu zużycia gazu ziemnego:

• łatwy transport

• wygodne użytkowanie.

• Coraz szerzej stosowana technologia kombinowanych cykli

• wysokie sprawności cykli - powyżej 50% (cały cykl „energia elektryczna - ciepło” - ok. 90%),

• rozwój technologii skroplonego gazu ziemnego (LNG)

• powstawanie rynków gazu ziemnego.

13. Wyjaśnij, co znaczy dywersyfikacja dostaw gazu?

Dywersyfikacja dostaw gazu to zróżnicowanie dostawców i sposobów dostaw tego surowca, realizowanych z wykorzystaniem dotychczasowych lub odmiennych technologii. Pozwala ona na zmniejszenie ryzyka braku tego paliwa w razie awarii lub zaprzestania jego dostarczania.

Ma to ogromne znaczenie w przypadku Polski, gdyż mniej niż 1/3 zużywanego gazu pochodzi ze złóż krajowych, a 2/3 jest importowane. Na chwile obecną największa ilość gazu, jaka dociera do naszego kraju pochodzi z Rosji, niewielka ilość gazu jest importowana z Norwegii, Niemiec oraz Czech.

Przez ostatnie kilka lat pojawiało się wiele koncepcji dywersyfikacji dostaw gazu do Polski. Wiązały się one głównie z planowanymi i projektowanymi gazociągami. Do rozważanych projektów gazociągów należą:

• Terminal LNG - przedsięwzięcie polegające na budowie na brzegu Bałtyku (w Świnoujściu) terminalu do odbioru skroplonego gazu ziemnego (LNG). Koszt budowy terminalu o przepustowości 5 mld m sześc. i zakupu floty metanowców wyniósłby 3.2 mld zł. Terminal pozwala zdywersyfikować źródła dostaw gazu ziemnego (a nie tylko drogi dostaw) oraz rodzaj dostaw. Modułowa budowa umożliwia dostosowanie zdolności odbioru metanu do rzeczywistych potrzeb (od 2,5 do 7,5 mld m3 rocznie). Inwestycja prowadzi do przekonfigurowania systemu gazowniczego i dostosowania go do warunków rynkowych (zapewni dostawy z Północy). W przeciwieństwie do gazociągów, terminal LNG nie kończy swojej działalności po wyczerpaniu złóż.

• Gazociąg norweski - miałby być budowany na podstawie podpisanego porozumienia polsko-norweskiego. Gazociąg o długości ok. 1000 km miałby biec z Morza Północnego do polskiego wybrzeża Bałtyku. Za jego pośrednictwem gaz miałby trafiać również do południowej Norwegii i Szwecji. Polska mogłaby odbierać tą drogą 5 mld m sześc. gazu rocznie z 8 mld m3 całkowitej przepustowości.

14. Wyjaśnij dlaczego będzie rósł udział gazu w ciepłownictwie?

Główne przyczyny wzrostu zużycia gazu ziemnego:

• A)wyraźna przewaga stosowania gazu jako nośnika energii z punktu widzenia ochrony środowiska - ekologiczny charakter gazu,

• B) konkurencyjność cenowa.

Wielkość emisji zanieczyszczeń powietrza, powstających w wyniku

spalania gazu ziemnego i węgla kamiennego dla źródła o mocy

1Mw, przy założeniu średnich parametrów węgla (wartość opałowa

22 MJ/kg, zawartość popiołu 20%, zawartość siarki 1%).

Emisja w przypadku spalania:

gazu węgla

• SO2 9 (g/h) 4440 (g/h)

• SO2 240 (g/h) 900 (g/h)

• CO 30 (g/h) 9900 (g/h)

• pył - 8800 (g/h)

Spalanie gazu, w porównaniu z innymi stosowanymi paliwami (węgiel kamienny, brunatny, olej opałowy), powoduje pomijalnie małe zanieczyszczenie środowiska.

• Emisja dwutlenku węgla - bezwzględna przewaga gazu ziemnego.

• Ilości CO2 przy wytworzeniu mocy 1[kWh] z różnych surowców naturalnych:

1. węgiel kamienny - 0,33 kg,

2. węgiel brunatny - 0,40 kg,

3. olej opałowy - 0,28 kg,

4. gaz ziemny - 0,20 kg.

• Limit emisji CO2 dla Polski w 2007 r. - do 208,5 mln ton/rok.

• Zalety gazu ziemnego:

1. wysoki stopień czystości,

2. łatwy transport

3. wygodne użytkowanie.

• Znaczący wzrost zużycia gazu we wszystkich regionach świata

• Inne powody wzrostu zużycia gazu ziemnego:

1. coraz szerzej stosowana technologia kombinowanych cykli

2. wysokie sprawności cykli - powyżej 50% (cały cykl „energia elektryczna - ciepło” - ok. 90%),

3. rozwój technologii skroplonego gazu ziemnego (LNG)

4. powstawanie rynków gazu ziemnego.

5. konkurencyjność cenowa

15. Ile gazu zużywa obecnie Polska z podziałem na grupy odbiorców i jakie są źródła dostaw.

Bilans gazu w Polsce w 2007 r.

• Zużycie gazu w Polsce ok. 13,6 mld m3 rocznie

• Import - 9.3 mld m3- 68 % zapotrzebowania gospodarki

• Wydobycie własne - 4.4 mld m3 - 32 % zapotrzebowania gospodarki

Odbiorcy:

• Przemysł - 60.2%

• Gospodarstwa domowe - 28%

• Usługi i handel - 10.8%

• Eksport - 0.3%

• OGP Gaz System - 0.7%

System przesyłowy gazu ziemnego wysokometanowego zasilany jest w gaz ziemny pochodzący ze źródeł krajowych oraz, w przeważającej części, z importu.

Źródła dostaw:

1. Źródła krajowe

• Górnictwo naftowe 3036 [mln m 3/rok]

• Dostawy z magazynów PMG 1514

2. Dostawy z importu

• Jamał - SGT (SYSTEM GAZOCIĄGÓW TRANZYTOWYCH) 2680

- Lwówek i Włocławek na gazociągu jamalskim

• Jamał - kierunki wschodnie 4120

- Tietierowka, Wysokoje (na granicy polsko-białoruskiej)

- Drozdowicze (na granicy polsko-ukraińskiej),

• Lasów (na granicy polsko-niemieckiej), 900

• Nowe kierunki dostaw 1902

W przyszłości zakłada się dostawy gazu z Ukrainy

16. Co oznacza zasada TPA w gazownictwie?




17. Na czym polega zmniejszanie strat gazu spowodowanych nieszczelnościami?

Programy optymalizacyjne
- w przypadku sieci dystrybucyjnych optymalizacja oznacza minimalizację strat gazu.
- rezultatami optymalizacji są wartości ciśnienia na wyjściu stacji redukcyjnych.
- w procesie optymalizacji pamiętać należy o ograniczeniach, których spełnienie gwarantuje odpowiednią jakość eksploatacji sieci.

Algorytm minimalizacji strat:





• Staramy się zmniejszyć straty wywołane nieszczelnością zmniejszając ciśnienie w węzłach.

• W Polsce stosujemy 3 metody zmniejszania strat gazu:

1. - sezonowe nastawy

2. - sterowanie zegarowe

3. - sterowanie strumieniem gazu.

18. Porównaj bilanse energetyczne Polski i krajów UE.




19. Wyjaśnij co oznacza liberalizacja rynku gazu?

Liberalizacja gazu- proces stopniowego koncesjonowania praw i uprawnień, zastrzeżonych wcześniej tylko dla jednego dostawcy, który dzięki tym prawom i uprawnieniom może kontrolować cały rynek

Warunkiem koniecznym stworzenia wolnego rynku gazu jest swobodny dostęp do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, gwarantujący końcowym odbiorcom zakup gazu od dowolnego dostawcy. Wymagana jest przy tym ingerencja regulatora w stawki opłat przesyłowych oparte na kosztach uzasadnionych. Ma to zapobiec zbyt wysokim cenom za usługi przesyłowe naliczane przez operatora sieci, mogące doprowadzić do ograniczeń w ilościach przesyłanego gazu.

Etapy tworzenia konkurencyjnego rynku gazu wg Dyrektywy Gazowej 2003/55/WE

• Wydzielenie operatorów systemów przesyłowych wraz z zapewnieniem niezależności:

• prawnej;

• organizacyjnej;

• w zakresie podejmowania decyzji.

• Wyznaczenie operatorów systemów przesyłowych, dystrybucyjnych
  i operatorów systemów połączonych

• Zapewnienie operatorom systemów dystrybucyjnych niezależności
  w zakresie:

• organizacyjnym;

• decyzyjnym.

• Prawne wydzielenie operatorów systemów dystrybucyjnych
  z przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo.

• Od 1 lipca 2004 - wszyscy odbiorcy nie będący gospodarstwami domowymi są uprawnieni do bezpośredniego korzystania z usługi przesyłowej;

• Od 1 lipca 2007 - wszyscy odbiorcy mają mieć zapewnioną możliwość korzystania z zasady TPA, co oznacza pełne otwarcie rynku;

Dostęp stron trzecich do sieci przesyłowych na zasadach regulowanych

Reguły funkcjonowania konkurencyjnego rynku gazu

Główne założenia wprowadzania konkurencyjnego rynku gazu

• Oddzielenie gazu jako towaru od jego dostawy jako usługi;

• Poddanie obrotu gazem regułom konkurencji;

Docelowy model struktury rynku

• Obszar konkurencyjny - przedsiębiorstwa obrotu sprzedają gaz po cenach umownych odbiorcom, posiadającym prawo wyboru dostawcy;

• Obszar regulowany - przedsiębiorstwa energetyczne sprzedają gaz lub usługę przesyłową po cenach zatwierdzanych przez Prezesa URE
  w taryfach.

Warunki wprowadzania konkurencyjnego rynku gazu w Polsce

• Restrukturyzacja sektora

• Demonopolizacja dotychczasowych struktur rynkowych

• Podział rynku na obszary:

• mechanizmów wolnorynkowych;

• działalności regulowanej.

• Wdrożenie zasady Third Party Access

Dalsze wydarzenia na drodze liberalizacji rynku gazu w Polsce

• Wyodrębnienie operatorów systemów dystrybucji

• Ocena liberalizacji mierzona będzie:

• zmianą w strukturze podmiotowej rynku

• efektywnym korzystaniem przez klientów ze zmiany dostawcy

• Statystyka ARE i UE da podstawy benchmarkingu i oceny wybranej drogi

20. Co to jest LNG?

LNG jest alternatywa dla transportu rurociągami gazu ziemnego w przypadku dużych odległości i niezawodności dostaw. LNG jest gazem ziemnym w stanie ciekłym, schłodzonym do temperatury -161°C, w której przy ciśnieniu atmosferycznym ulega skropleniu zmniejszając swoją objętość 600 razy, a wilgotność spada do zera. Skroplony gaz ziemny ma gęstość mniejszą o połowę od

wody, jest bezbarwny, bezwonny, nietoksyczny ani nie powoduje korozji (nieagresywny), o liczbie oktanowej bliskiej 130. Jego atrakcyjność polega także na tym że nie jest szkodliwy dla środowiska i otrzymujemy z niego „czystą energie”. Głównym składnikiem LNG jest metan ,pozostałe to etan, propan i azot. Zmniejszona objętość LNG ułatwia magazynowanie i transport. Utrudnieniem jest to, że w trakcie transportu skroplony gaz ziemny trzeba utrzymać w bardzo niskiej temperaturze (jest to trudne i kosztowne). Do transportu używa się specjalnych statków (metalowców) znacznie droższych od zwykłych zbiornikowców. Transport skroplonego gazu

ziemnego metanowcami wykorzystywany jest tam gdzie transport gazociągami jest niemożliwy lub nieopłacalny. W przypadku lokalnych dostaw można transportować go samochodami z izotermicznymi cysternami. LNG produkują najczęściej kraje, w których znajdują się duże złoża gazu ziemnego a na lokalnych rynkach popyt jest niewielki.

21. Scharakteryzuj główne elementy łańcucha LNG

Warunkiem dostępności LNG na rynku jest konieczność poniesienia znacznych nakładów

finansowych na zbudowanie niezbędnej infrastruktury. Nakłady inwestycyjne zależą od: ilości gazu, lokalizacji złóż, zakresu koniecznej obróbki wydobytego gazu, odległości między terminalami, zastosowanej technologii i sprawności instalacji do skraplania.

Główne elementy łańcucha LNG:

- złoża gazu ziemnego,

- gazociąg zaopatrujący w gaz instalację do skraplania,

- instalacje do obróbki gazu,

- instalacja do skraplania gazu ziemnego,

- terminal wysyłkowy,

- tankowce LNG — metanowce do transportu morskiego oraz

- terminal odbiorczy.

• Terminale

• terminal eksportowy z nabrzeżem załadowczym na statki LNG. Jest to infrastruktura umożliwiająca przygotowanie transportu ładunku skroplonego gazu ziemnego (operacje załadunku metanowców); W przypadku przewożenia dużych ilości LNG,skraplanie gazu ziemnego jest bardzo ekonomiczne. Przed skraplaniem gaz ziemny należy oczyścić z dwutlenku węgla (CO2), siarkowodoru (H2S) i pary wodnej. Wymienione gazy kwaśne usuwa się jedną z metod absorpcyjnych oraz przez adsorpcję na sitach molekularnych. Natomiast osuszanie gazu prowadzi się metodą glikolową. Stosowane są zasadniczo trzy metody skraplania gazu ziemnego:

- klasyczny cykl kaskadowy polega na 3 cyklach chłodniczych (w których czynnikami

chłodniczymi są propan, etan i metan);

- autooziębiający cykl kaskadowy (czynnikiem chłodzącym jest mieszanina

węglowodorów wydzielona ze skraplanego gazu);

- cykl rozprężania z zastosowaniem turbo ekspandera.

• terminal importowy (odbiorczy) umożliwiający przyjęcie metanowca i jego rozładunek (regazyfikacje LNG). Terminal wyładowczy przyłączony może być do sieci gazowej (lub PMG) i stanowić źródło dla dostaw gazu do systemu przesyłowej. Wielkość terminala wraz z magazynami i infrastrukturą zależy od mocy przeładunkowej, ilości i wielkości zbiorników jak również od wielkości stref bezpieczeństwa. W tych strefach nie może być budynków mieszkalnych lub zakładów przemysłowych, a zasięg ich waha się od kilkuset metrów do kilku kilometrów. Coraz częściej ze względów bezpieczeństwa jak i kosztów terenów przybrzeżnych, instalacje przeładunkowe, zbiorniki i regazyfikacja znajdują się na pływających platformach (kilka-kilkanaście kilometrów od wybrzeża). Obszary potrzebny pod instalacje wybranych terminali to około od 20 do 160 hektarów. Regazyfikacje odbywa się w odparowalnikach, w których nośnikiem ciepła zwykle są: woda,para lub izopentan. LNG jest tłoczony ze zbiorników do odparowalników za pomocą pomp zanurzeniowych. Zadaniem wszystkich instalacji regazyfikacji jest przeprowadzenie skroplonego (-161°C) gazu ziemnego w gaz o temperaturze otoczenia.

• Transport

LNG transportuje się drogą morską lub lądową. Transport lądowy odbywa się cysternami samochodowymi, kolejowymi lub na krótkie odległości rurociągami. Podstawowym środkiem transportu jest transport morski - metalowcami. Metanowce są to statki przeznaczone do

transportu LNG w bardzo niskich temperaturach. Koszt jego budowy jest dwukrotnie większy od kosztu budowy klasycznych tankowców (do przewozu ropy naftowej i jej produktów). Wynika to przede wszystkim z faktu konieczności utrzymania niskiej temperatury ładunku. Budowa statków LNG do końca lat 80-tych była zdominowana przez europejski i północno amerykański przemysł stoczniowy. Później nastąpiło przejęcie rynku metanowców przez stocznie japońskie, a obecnie liderem są Koreańczycy. Wynika to z faktu obniżenia kosztów przy wzrastającej jakości ofert. Wielka trójka producentów koreańskich, mogących wodować od 8 do 12 metanowców rocznie:

- Daewoo Shipbuilding & Marine (DSME),

- Samsung Heavy Industries (SHI),

- Hyundai Heavy Industries (HHI).

Już w latach siedemdziesiątych zamierzano budować metanowce z instalacją skraplającą gaz ziemny na pokładzie. Używany by był on do przewozu gazu ziemnego ze złóż podmorskich, odległych od brzegu. Koncepcja ta wzbudziła wiele zastrzeżeń i większa szanse wiąże się z budową tych instalacji na platformach eksploatujących te złoża. Metanowce zatrzymywałyby się w pobliżu platformy i odbierały LNG specjalnym przewodem.

• Magazynowanie

Zbiorniki LNG wykonuje się w wielowarstwowej technologii zapewniającej izolacje termiczną i szczelność. Ze względu na ich położenie dzieli się je na: naziemne i częściowo lub całkowicie podziemne. Za bezpieczniejsze uważa się zbiorniki podziemne, wymagają one także mniejszych

stref ochronnych. Obecnie produkuje się zbiorniki o pojemności wynoszącej od kilkudziesięciu do około 200 tyś. m3 .pojemności czynnej. Jednym z najważniejszych i najtrudniejszych do wykonania obiektów budowlanych w łańcuchu dostaw LNG są naziemne zbiorniki magazynowe (kriogeniczne). Zbiorniki te z reguły posiadają podwójne ścianki, o konstrukcji przypominający termos posadowiony na płycie fundamentowej - przeważnie na palach, odpowiednio zaizolowanej i podgrzewanej. Ważny jest tutaj dobór gatunku stali o udarności testowanej w temperaturze - 196°C, odpowiedni dobór elektrod i jakość spawania. Oddanie zbiornika do użytkowania (jaki i

jego wyłączenia z użytkowania), ze względu na bardzo niską temperaturę pracy i kruchość

stali, jest złożonym problemem, a czas potrzebny na spełnienie restrykcyjnych technologii (schładzania lub „ogrzewania”) to około 2 miesiące. Po dwudziestu latach nieprzerwanej eksploatacji, zbiornik LNG poddaje się przeglądowi. Podczas odbioru nie mogą mieć miejsca żadne nieszczelności zbiornika. Wiele polskich przepisów z dozoru technicznego czy też Prawa Budowlanego, będzie musiało ulec zmianom, gdyż zbiorniki LNG budowane są w oparciu o normy amerykańskie (API, ASME, ASTM i NFPA). Wśród zbiorników LNG wyróżniamy: metalowe, żelbetonowe oraz zbiorniki w zamrożonym gruncie.

22. Omów terminal eksportowy LNG

Terminal eksportowy z nabrzeżem załadowczym na statki LNG. Jest to infrastruktura umożliwiająca przygotowanie transportu ładunku skroplonego gazu ziemnego (operacje załadunku metanowców); W przypadku przewożenia dużych ilości LNG,

skraplanie gazu ziemnego jest bardzo ekonomiczne. Przed skraplaniem gaz ziemny należy oczyścić z dwutlenku węgla (CO2), siarkowodoru (H2S) i pary wodnej. Wymienione gazy kwaśne usuwa się jedną z metod absorpcyjnych oraz przez adsorpcję na sitach molekularnych. Natomiast osuszanie gazu prowadzi się metodą glikolową. Stosowane są zasadniczo trzy metody skraplania gazu ziemnego:

- klasyczny cykl kaskadowy polega na 3 cyklach chłodniczych (w których czynnikami chłodniczymi są propan, etan i metan);

- autooziębiający cykl kaskadowy (czynnikiem chłodzącym jest mieszanina węglowodorów wydzielona ze skraplanego gazu);

- cykl rozprężania z zastosowaniem turbo ekspandera.

23. Omów terminal importowy LNG

Terminal odbiorczy umożliwiający przyjęcie metanowca i jego rozładunek (regazyfikacje LNG). Terminal wyładowczy przyłączony może być do sieci gazowej (lub PMG) i stanowić źródło dla dostaw gazu do systemu przesyłowej. Wielkość terminala wraz z magazynami i infrastrukturą zależy od mocy przeładunkowej, ilości i wielkości zbiorników jak również od wielkości stref bezpieczeństwa. W tych strefach nie może być budynków mieszkalnych lub zakładów przemysłowych, a zasięg ich waha się od kilkuset metrów do kilku kilometrów. Coraz częściej ze względów bezpieczeństwa jak i kosztów terenów przybrzeżnych, instalacje przeładunkowe, zbiorniki i regazyfikacja znajdują się na pływających platformach (kilka-kilkanaście kilometrów od wybrzeża). Obszary potrzebny pod instalacje wybranych terminali to około od 20 do 160hektarów. Regazyfikacje odbywa się w odparowalnikach, w których nośnikiem ciepła zwykle są: woda,

para lub izopentan. LNG jest tłoczony ze zbiorników do odparowalników za pomocą

pomp zanurzeniowych. Zadaniem wszystkich instalacji regazyfikacji jest przeprowadzenie skroplonego (-161°C) gazu ziemnego w gaz o temperaturze otoczenia.

Regazyfikacja. Metoda regazyfikacji polega na ogrzaniu LNG w odparowalnikach i w zależności od sposobu ogrzania odparowalniki dzieli się na: odparowalniki z ogrzewaniem do temperatury równej temperaturze otoczenia (np. ogrzewanie wodą morską lub powietrzem) lub odparowalniki z ogrzewaniem do temperatury wyższej od temperatury otoczenia (ogrzewanie palnikami gazowymi lub energią elektryczną bądź parą wodną). Ciśnienie gazu ziemnego odbieranego z odparowalników wynosi 1-1,5 MPa. Na światowym rynku funkcjonuje 46 terminali regazyfikacyjnych, w tym w samej Japonii aż 25.

---