Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ.

ГОУ ВПО «Бурятский государственный университет»

Биолого-Географический Факультет

Кафедра Экономической и Социальной Географии

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

на тему: «ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС РОССИИ»

Выполнила: Башурова Дарья,

студентка 4 курса, гр.

Проверил: Гладинов А.Н.

УЛАН-УДЭ

2011 г.

Содержание

Введение

I. Топливно-энергетический комплекс

1. Отрасли промышленности

II. Газопроводы

1. Из истории строительства

2. Назначение и правила эксплуатации газопроводов

3. Российские магистральные газопроводы

Заключение

Литература

Приложение

Введение

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) это сложная система, включающая совокупность производств, процессов, материальных устройств по добыче топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), их преобразованию, транспортировке, распределению и потреблению как первичных ТЭР, так и преобразованных видов энергоносителей. Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) обеспечивает добычу угля, нефти, природного газа и газового конденсата, переработку нефти и газа, а также производство электро- и теплоэнергии.

Топливная промышленность является базой развития российской экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Топливная промышленность связана со всей промышленностью страны. На её развитие расходуется более 20 % денежных средств, приходится 30 % основных фондов и 30 % стоимости промышленной продукции России.

Электроэнергия - один из основных базовых ресурсов, потребляемых как населением, так и промышленностью. Ее потребление устойчиво растет с увеличением выпуска продукции, но слабо сокращается при его уменьшении. Действительно, объемы потребления электроэнергии населением почти не зависят от общеэкономической ситуации, а в промышленности ее потребление не может сокращаться в той же пропорции, что и производство продукции, в силу относительно высокой доли электроэнергии затратах производства.

Производство электро- и теплоэнергии присутствует повсеместно. Характерной особенностью развития электроэнергетики в перспективе является обеспечение потребностей хозяйства в электрической и тепловой энергии в основном за счет сооружения новых ТЭЦ и ГРЭС, расширения и модернизации ряда действующих электростанций.

Реализацию государственной политики в сфере топливной промышленности осуществляет Министерство энергетики Российской Федерации и подведомственные ему организации, в том числе и Российское энергетическое агентство.

I Топливно-энергетический комплекс

1. Отрасли промышленности

топливный энергетический комплекс газопровод

Электроэнергетика: атомная (АЭС), ветровая (ВЭС), гидроэнергетика (ГЭС), тепловая (ТЭС), геотермальная, водородная, гелиоэнергетика, волновая, приливная (ПЭС);

Топливная промышленность: газовая, нефтяная, торфяная, угольная, нефтеперерабатывающая, газоперерабатывающая.

Энергетика: структура по продуктам и отраслям.

Электроэнергетика:

Электроэнергия

Традиционная энергетика

Тепловые электростанции: конденсационная электростанция (КЭС), теплоэлектроцентраль (ТЭЦ);

Гидроэнергетика: гидроэлектростанция (ГЭС), гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС);

Атомная энергетика: атомная электростанция (АЭС), плавучая атомная электростанция (ПАТЭС);

Альтернативная энергетика

Геотермальная энергетика: геотермальные электростанции (ГеоТЭС);

Гидроэнергетика: малые гидроэлектростанции (МГЭС), приливные гидроэлектростанции (ПЭС);

Ветроэнергетика: ветряные электростанции (ВЭС);

Солнечная энергетика: солнечные электростанции (СЭС);

Водородная энергетика : водородные электростанции, установки на топливных элементах;

Биоэнергетика: биоэлектростанции (БиоТЭС);

Малая теплоэнергетика : дизельные электростанции, газопоршневые электростанции, газотурбинные установки малой мощности;

Электрическая сеть

Электрические подстанции, линии электропередачи (ЛЭП), опоры линий электропередачи.

Теплоснабжение:

теплоэнергия

Централизованное теплоснабжение

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), котельные, атомные электростанции (АЭС), атомные электростанции теплоснабжения (АСТ), геотермальные электростанции (ГеоТЭС) , биоэлектростанции (БиоТЭС);

Децентрализованное теплоснабжение

Малые котельные, мини-ТЭЦ, телонасосные установки, электронагреватели, печи;

Тепловая сеть

Тепловые пункты, теплотрассы.

Топливная промышленность:

топливо

Органическое топливо

Газообразное топливо: природный газ, генераторный газ, коксовый газ, доменный газ, продукты перегонки нефти, газ подземной газификации, синтез-газ;

Жидкое топливо: нефть - бензин, керосин, соляровое масло, мазут;

Твёрдое топливо:

· ископаемое топливо: бурый уголь, каменный уголь, антрацит, горючий сланец, торф;

· растительное топливо: дрова, древесные отходы, биомасса;

· искусственное топливо; древесный уголь, кокс и полукокс, углебрикеты, отходы углеобогащения.

Ядерное топливо

Уран, MOX-топливо.

Перспективная энергетика:

Энергетика: термоядерная энергетика.

Топливо: плутоний, торий, дейтерий, тритий, гелий-3, бор-11.

Угольная промышленность. Ведущее место в составе ТЭК принадлежит угольной промышленности, доля которой в структуре производства продукции топливной промышленности составляет 46%. Характерной особенностью развития угольной промышленности являются непрерывное усложнение горно- геологических условий, вовлечение в эксплуатацию тонких угольных пластов, недостаток высокопроизводительной техники. Проблема дальнейшего развития угольной промышленности связана с ускорением строительства новых шахт и совершенствованием технического уровня производства. Основным направлением повышения эффективности производства и увеличения объемов добычи угля должны стать освоение новых технологий и оснащение предприятий высокопроизводительной техникой и на этой основе механизация труда.

Нефтяная и газовая промышленность. Промышленная добыча нефти в регионе осуществляется на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, причем Усинское и Возейское месторождения обеспечивают до 80% всей добычи нефти района. Отработка в ближайшее время наиболее продуктивных месторождений и переход к освоению и эксплуатации мелких месторождений в сложных горно-геологических условиях приведут к снижению добычи нефти в Республике Коми. Компенсировать снижение добычи нефти должен ее рост в Ненецком автономном округе и на шельфе Баренцева моря. Для решения этих вопросов потребуется разработка специализированной нефтепромысловой техники и технологии, а также оборудования для сбора и транспортировки нефти. Основная добыча газа приходится на Вуктылское месторождение, дающее 90% всего газа района. Падение добычи нефти и газа, произошедшее за рассматриваемый период, объективно является следствием выработанности запасов на основных высокодебитных месторождениях нефти (Усинском и Возейском) и газа (Вуктыльском). В районе действует лишь один Ухтинский НПЗ, мощности которого крайне недостаточны для обеспечения Севера нефтепродуктами, что обусловливает необходимость завоза ежегодно 6,2-8,5 млн. т мазута и моторных топлив. Проблемой Северного района является нехватка перерабатывающих мощностей, поэтому большая часть добываемой нефти ориентирована на вывоз за пределы территории, а свои потребности в нефтепродуктах при подобной ситуации предполагается покрывать за счет их ввоза, в основном из Центрального и Северо-Западного районов.

II Газопроводы

1. Из истории строительства

Первые упоминания о газопроводах относятся к началу нашей эры, когда для передачи природного газа в Китае применяли бамбуковые трубы. В конце 18 в. в Европе начали применяться газопроводы из чугунных труб, замененных в 19--20 вв. стальными, обеспечивающими транспортировку газа под более высоким давлением, чем по чугунным трубопроводам. Наибольшего размаха добыча природного газа достигла к началу 20 в. в США (20 млрд. м3), где общая протяжённость многочисленных коротких газопроводов достигла 22 тыс. км (1918). В 1928--31 в США построены газопроводы протяжённостью от 800 до 1500 км, диаметром 508--660 мм.

Развитие газопроводного транспорта в СССР до 1941 характеризовалось сооружением газопроводов из труб малых диаметров (100--250 мм) для подачи газа от месторождений со сравнительно небольшими запасами природного и попутного нефтяного газа. Первый газопровод дальнего газоснабжения был сооружен в США в 1944 (г. «Теннесси»).

Диаметр этого газопровода около 600 мм, длина основного газопровода 3300 км. В последующие годы были созданы крупные межрайонные системы газопроводов диаметром до 762--914 мм. В 1946--50 в СССР сооружаются первые крупные магистральные газопроводы для подачи газа из месторождений Саратовской обл. в Москву и из месторождений Предкарпатья в Киев и др. города Украины. Введённый в эксплуатацию в 1946 Г. Саратов -- Москва из труб диаметром 325 мм протяжённостью 800 км явился первым в СССР магистральным газопроводом. Затем построены крупнейшие магистрали: Дашава -- Киев -- Москва (1300 км), Серпухов -- Ленинград (813 км), Дашава -- Минск (665 км), Шебелинка -- Белгород -- Курск -- Орёл -- Брянск (507 км), Саратов -- Горький --Череповец (1188 км). Краснодарский край -- Ворошиловград -- Серпухов (около 1300 км) и др. Наиболее крупными газотранспортными системами СССР являются двухниточная система Бухара -- Урал общей протяжённостью 4503 км, построенная из труб диаметром 1020 мм, пропускной способностью 21 млрд. м3 в год, двухниточная система Средняя Азия -- Центр из труб диаметром 1020 и 1220 мм, общей протяжённостью около 5500 км и пропускной способностью 25 млрд. м3 в год.

Основной отличительной чертой строительства в СССР магистральных газопроводов является создание единой схемы кольцевания Европейской части (см. карту, приложение) что повышает их народно-хозяйственную эффективность, обеспечивает бесперебойность и надёжность газоснабжения. Характерная особенность развития газопроводного транспорта в СССР -- неуклонное увеличение удельного веса газопроводов больших диаметров (таблица 1).

Таблица 1. Структура протяжённости газопроводов в СССР по диаметрам труб, %

Годы	Диаметры труб, мм
	100--273	325--529	720--1020
1959	15	48	37(0,5)*
1963	11	39	50(11,2)
1966	10	37	53(21,0)

*В скобках -- данные труб диаметром 1020 мм.

В 1967 впервые в мировой практике стали широко применяться трубы диаметром 1220 мм, из которых сооружается газопровод Средняя Азия -- Центр (вторая линия) и построен газопровод Ухта -- Торжок.

Высокая степень механизации и создание новых высокопроизводительных машин и механизмов позволили резко повысить темпы трубопроводного строительства. Так, газопровод Саратов -- Москва строился 2,5 года, Г. Дашава -- Киев -- 2 года, газопровод Ставрополь -- Москва протяжённостью около 1000 км, из труб диаметром 720--820 мм строился менее 2 лет. Первая очередь газопровод Бухара -- Урал протяжённостью 2200 км, диаметром 1020 мм была построена, несмотря на тяжёлые природные условия (пустыня, скальные грунты), в течение 2 лет, а первая очередь газопровод Средняя Азия -- Центр протяжённостью более 2700 км, диаметром 1020 мм сооружена за 1,5 года.

В СССР разработаны предложения по коренному изменению техники транспорта газа на большие расстояния с применением труб диаметром до 2--2,5 м. Увеличение диаметров труб до определённого оптимума для транспорта газа даёт значительный рост производительности газопровода, снижает удельные капитальные затраты, эксплуатационные издержки и расход металла. Предварительные технико-экономические показатели передачи газа по сверхмощным газопроводам (за единицу приняты данные по газопроводу из труб диаметром 1020 мм) приведены в таблице 2.

Таблица 2. Технико-экономические показатели сверхмощных газопроводов

Показатели	Диаметры газопроводов, мм
	1220	1420	2520	2520
Производительность	1,6	2,37	5,94	10,5
Капиталовложения	1,25	1,71	3,82	6,15
Металловложения	1,42	1,95	4,0	6,13
Удельные капиталовложения	0,89	0,82	0,68	0,59
Удельные металловложения	0,9	0,82	0,67	0,58

Сооружение сверхмощных газопроводов характеризуется высокой экономической эффективностью. Для передачи из Тюменской обл. и Коми АССР в районы Центра, Северо-Запада и Урала в ближайшие 7--8 лет около 130 млрд. м3 газа в год по Г. из труб диаметром 1220--1420 мм потребовалось бы строительство 7--8 линий общей протяжённостью около 25 тыс. км. Это же количество газа может быть передано по двум сверхмощным газопроводам: один диаметром 2,5 м и второй диаметром 2 м.

Максимальный диаметр труб, применяемый в США,--1067 мм, в СССР -- 1420 мм, средний диаметр в СССР 674 мм, в США-- 410 мм (1968). Строительство сверхмощных газопроводов требует организации сверхмощных газовых промыслов с ежегодной добычей газа 50--100 млрд. м3. Суточная производительность скважины должна быть 2--3 млн. м3 вместо достигнутой максимальной производительности в 500 -- 700 тыс. м3 газа. Трубы диаметром 2020--2520 мм для сверхмощных газопроводов намечается изготовлять из стали с толщиной стенки до 25--26 мм и пределом прочности 550--600 Мн/м2 и гарантированной ударной вязкостью не менее 0,3 Мн/м2 при температуре -- 40°С. Общая протяжённость магистральных газопроводов в СССР около 70 тыс. км (1970).

2. Назначение и правила эксплуатации газопроводов

Газопровомд - инженерное сооружение, предназначенное для транспортировки газа (в основном природного газа) с помощью трубопровода. Газопровод магистральный - трубопровод для транспортировки горючих газов от места добычи или производства к пунктам потребления. Различают подземные, наземные (на опорах), в насыпи, морские, подводные.

Магистральные газопроводы предназначены для транспортировки газа на большие расстояния. Через определённые интервалы на магистрали установлены газокомпрессорные станции, поддерживающие давление в трубопроводе. В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей. Газопроводы распределительных сетей предназначены для доставки газа от газораспределительных станций к конечному потребителю.

Подземным способом магистральные газопроводы обычно укладывают в Европейской части СССР (в зоне сезонного промерзания грунта). В северных районах получила распространение надземная прокладка газопровода на опорах, т. н. «змейкой». В зоне распространения многолетнемёрзлых грунтов газопровод укладывают в насыпь или надземным и подземным способами. В отдельных случаях газопровод располагают на опорах или подвешивают к тросам (большие овраги, реки), а также прокладывают по дну водоёмов (т. н. дюкеры). Для предохранения труб от коррозии (внутренней или внешней) применяют антикоррозийную изоляцию, а также катодную и протекторную защиту.

Давление газа в магистральных газопроводах большой протяжённости поддерживается газокомпрессорными станциями. В СССР оптимальные параметры газопроводов: рабочее давление 5,5 Мн/м2 (ведётся строительство газопроводов на рабочее давление до 7,5 Мн/м2), степень сжатия, обеспечиваемая компрессорной станцией, 1,4--1,5; расстояние между соседними компрессорными станциями около 100--120 км, компрессорные агрегаты обладают большой единичной мощностью -- от 5000 до 10 000 квт и более. Выделившаяся в газопроводе при транспортировке жидкость (вода, конденсат, масло и др.) улавливается в конденсатосборниках.

В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей. Вблизи крупных городов сооружаются подземные газовые хранилища. частично неравномерность суточного газопотребления покрывается за счёт применения Газгольдеров. В современных магистральных газопроводах в СССР применяют тонкостенные трубы больших диаметров от 720 до 1420 мм.

Инструкции по охране труда и технике безопасности.

Газ по газовым сетям подаётся под определённым избыточным давлением, в зависимости от которого различают:

газовые сети низкого давления -- до 0,05 кгс/см2 (5 кн/м2);

среднего -- от 0,05 до 3 кгс/смІ (5-300 кн/м2);

высокого -- второй категории от 3 до 6 кгс/смІ (300--600 кн/м2) и первой категории -- от 6 до 12 кгс/смІ (600--1200 кн/м2).

· Ацетиленовые газопроводы в зависимости от рабочего давления делятся на три группы, Н/м2:

§ низкого давления -- до 0,1Ч105 включительно;

§ среднего давления -- свыше 0,1Ч105 до 1,5Ч105 включительно;

§ высокого давления -- свыше 1,5Ч105.

· Кислородные газопроводы в зависимости от рабочего давления делятся на три группы, Н/м2:

§ низкого давления -- до 16Ч105 включительно;

§ среднего давления -- свыше 16Ч105 до 64Ч105;

§ высокого давления -- 65Ч105 и выше.

· Газопроводы природного газа и пропан-бутана в зависимости от рабочего давления делятся на три группы, Н/м2:

§ низкого давления.-- до 0,05Ч105;

§ среднего давления -- свыше 0,05Ч105 до 3Ч105;

§ высокого давления -- свыше 3Ч105 до 12Ч105.

Примечание: Прокладывать газопроводы более высокого давления (свыше 12Ч105 Н/м2) разрешается только после обоснования их необходимости.

10Ч105 -- 64Ч105 64Ч105 -- 200Ч105	Стальные приварные встык с уплотнительной поверхностью ШИП-ПАЗ Стальные на резьбе с уплотнением по трубе	,, Линзовая	То же Отожженная медь, латунь

Условия прокладки и технические требования по их сооружению должны быть согласованы в каждом отдельном случае с местными органами Госгортехнадзора СССР.

Примечание: Фибровые прокладки, рассчитанные на давление до 64Ч105 Н/м2, разрешается заменять асбесто-латунными гофрированными или с оболочкой из латуни, при этом уплотнительные поверхности фланцев по ГОСТ допускается выполнять гладкими.

1. Сварку труб газопроводов и контроль сварных соединений следует производить в соответствии с требованиями СНиП III-Г.9--62 «Технологические трубопроводы. Правила производства и приемки работ».

2. На кислородных газопроводах высокого давления следует устанавливать латунную или бронзовую арматуру, специально предназначенную для кислорода.

3. На арматуре, устанавливаемой на кислородных газопроводах, прокладки должны соответствовать, требованиям (1) а сальниковая набивка должна быть выполнена из фторопласта или шнурового асбеста, предварительно прокаленного, а затем покрытого графитом. При монтаже ацетиленовых газопроводов использовать трубы, арматуру и прочие детали из меди и ее сплавов, содержащих более 70 % меди, не допускается.

4. Прокладывать газопроводы следует, преимущественно наземным способом -- на несгораемых эстакадах, мачтах, столбах или кронштейнах, укрепленных на стенах производственных зданий I и II степени огнестойкости, относящихся к категориям Г и Д «Противопожарных требований» СНиП II-А.5--70 по степени пожарной опасности. Допускается подземная прокладка газопроводов в траншеях, засыпаемых грунтом, с соблюдением требований, указанных в данной главе.

5. На участках газопроводов, прокладываемых по наружным стенам зданий, под оконными проемами и балконами, не должно быть фланцевых и резьбовых соединений, а также арматуры.

6. При прокладке газопроводов по стенам зданий расстояние от них до стен должно обеспечивать возможность осмотра и ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.

7. При пересечении газопроводов, проложенных по стенам зданий с защищенными и незащищенными электропроводками, между ними должно быть расстояние не менее 100 мм.

8. Разрешается совместная прокладка на одних опорах или эстакадах газопроводов с другими трубопроводами (пара, воды, воздуха, кислорода) при условии обеспечения возможности осмотра и ремонта каждого из этих трубопроводов.

9. Минимальная высота прокладки наземных газопроводов до нижней образующей газопровода должна быть, м:

в непроезжей части территории и местах прохода людей	2,2
на свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей	0,5
в местах пересечения автодорог (от полотна дороги)	4,5
в местах пересечения путей неэлектрифицированной железной дороги (от головки рельса)	5,6

10. Для арматуры газопроводов, расположенной выше 2,2 м от пола и подлежащей регулярному обслуживанию, должны быть предусмотрены лестницы и площадки с ограждениями из несгораемых материалов.

11. Прокладка газопроводов запрещается в каналах, не засыпаемых песком, проходных и полупроходных тоннелях, а также в подвалах зданий, где возможно скопление взрывоопасных газовоздушных смесей;

Прокладка газопроводов запрещается через цехи и сооружения, не связанные с потреблением газа, и по наружным стенам зданий категорий А и Б (по СНиП II-А.5--70), в которых не производится и не потребляется транспортируемый газ;

Прокладка газопроводов запрещается совместно с электрическими коммуникациями, включая линии связи;

Прокладка газопроводов запрещается по территории, занятой складами;

Прокладка газопроводов запрещается под зданиями.

12. Газопроводы должны быть удалены от электрокоммуникаций и других источников возможного искрообразования и открытого пламени на расстояние, указанное в таблице:

Источник искрообразования и открытого пламени	Наименьшее расстояние, м
Изолированный провод и электрокабель.	0,5
Оголенный провод и другой источник возможного искрообразования (шинопровод, троллейный провод, пусковая аппаратура и т. п.).	10
Источник открытого пламени (сварочная дуга газовая горелка и т. п. ).	1,5

13. В местах потребления газов должны быть установлены газоразборные посты. Такие посты для ацетилена и водорода должны быть оборудованы водяным затвором и соответствующей запорной арматурой, а газоразборный пост для кислорода -- запорным вентилем и штуцером для присоединения редуктора.

Примечание: Для горючих газов-заменителей ацетилена вместо водяного затвора допускается установка обратного клапана конструкции, одобренной ВНИИ автогенмашем.

14. Газоразборные посты должны быть размещены в металлических вентилируемых шкафах, закрываемых на замок и окрашенных масляной краской:

§ для кислорода -- в голубой цвет с надписью черными буквами «Кислород, маслоопасно!»;

§ для ацетилена -- в белый цвет с надписью красными буквами «Ацетилен, огнеопасно!»;

§ для других горючих газов (кроме водорода) -- в красный цвет с надписью белыми буквами «Горючий газ, огнеопасно!».

15. Расстояние между шкафами ацетиленового и кислородного постов должно быть не менее 150 мм, устанавливать их следует на высоте не менее 600 мм от пола;

16. Газоразборные посты следует устанавливать в местах потребления на стенах, колоннах или специальных конструкциях с соблюдением расстояний до электрокоммуникаций и других источников искрообразования и открытого пламени, указанных в (14 п.);

17. За состоянием газопроводов, арматуры, предохранительных устройств и контрольно-измерительной аппаратуры должны вести систематический надзор ответственные лица, назначенные специальным приказом.

Круг обязанностей и границы ответственности назначенных лиц как по цеховым, так и по общезаводским и межцеховым газопроводам должны быть четко определены приказами по заводу и цеху.

18. В случае обнаружения утечки газа из газопроводов или газоразборных постов, если невозможно быстро устранить неисправность, поврежденный участок должен быть отключен, а помещение тщательно проветрено;

19. Отогрев замерзших газопроводов необходимо производить только паром или горячей водой. Применять открытый огонь и электрический подогрев запрещается!

20. Во время газовой резки или сварки шкафчики ацетиленовых и кислородных постав должны быть открытыми;

21. Пользоваться ацетиленом от газопровода разрешается только через постовой водяной затвор. К одному затвору можно присоединить только один пост. Если газоразборный пост питает машину, обслуживаемую оператором, то количество горелок или резаков, устанавливаемых на машине, ограничивается только пропускной способностью затвора. При ручных газопламенных работах к затвору можно присоединить только одну горелку или резак;

22. При установке водяных затворов на улице или в неотапливаемом помещении при температуре ниже 0° С их необходимо заливать жидкостями, замерзающими при низкой температуре;

23. Ацетиленовые газопроводы низкого и среднего давления и кислородные газопроводы низкого давления подлежат освидетельствованию с проведением пневматического испытания без снятия изоляции и без откапывания из грунта в следующие сроки:

§ ацетиленовые газопроводы -- один раз в 5 лет;

§ кислородные газопроводы -- один раз в 3 года.

После монтажа до наложения изоляции и засыпки грунтом кислородные газопроводы и ацетиленовые газопроводы должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на прочность, ацетиленовые газопроводы низкого и среднего давления -- на давление, определяемое формулой

Ри = 13(Рр + 1) ѕ 1,

где Ри и Рр -- соответственно испытательное и рабочее давление, Н/м2.

При гидравлическом испытании на прочность на газопроводах не должны быть обнаружены разрывы, видимые деформации, течи, потение. После гидравлического испытания на прочность газопроводы следует подвергнуть пневматическому испытанию на плотность азотом или сжатым воздухом (для кислородного газопровода воздух не должен быть загрязнен маслом) под давлением: кислородные газопроводы -- рабочим, ацетиленовые газопроводы -- 3Ч105 Н/м2.

Плотность газопровода после испытания всех сварных стыков, фланцевых, резьбовых и прочих соединений, а также сальников арматуры следует проверить смачиванием мыльной эмульсией.

Ацетиленовые газопроводы высокого и кислородные газопроводы среднего и высокого давления по окончании монтажа должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию. Кроме того, после капитального и среднего ремонта каждый участок газопровода подлежит обязательному гидравлическому испытанию. В случаях ремонта с вырезкой и заменой частей газопроводов такие участки должны быть дополнительно подвернуты продувке азотом, испытанию на плотность и т. д. Испытание газопроводов на плотность следует производить не реже одного раза в год.

Для определения размеров утечек в газопроводах необходимо один раз в квартал производить контрольную проверку под рабочим давлением.

Газопровод эксплуатируется в соответствии с Правилами безопасности в газовом хозяйстве. Эксплуатация газопровода в соответствии с требованиями ОТ и ТБ залог безаварийной работы. Газопроводы монтируются организациями имеющими разрешение Госгортехнадзора. Газопроводы подконтрольны Госгортехнадзору. Газопровод является пожароопасным объектом.

3. Российские магистральные газопроводы

Действующие:

Уренгой -- Помары -- Ужгород; «Союз» (Оренбург -- Западная граница СССР); Ямбург -- Западная граница СССР ; Ямал -- Европа; Газотранспортная система Украины; Газотранспортная система Белоруссии; Газопровод Иран Армения 140 километровый газопровод, соединяющий Тебриз и газораспределительную станцию в Мегри. Диаметр трубы 700 мм.

Вспомогательные:

Торжок -- Долина; Голубой поток.

Строящиеся:

Северный поток; Южный поток; «Сахалин-Хабаровск-Владивосток»; Газопровод Баку-Ново-Филя; Южнокавказский газопровод.

Проектируемые:

Алтай - газопровод между газовыми месторождениями Западной Сибири и Синьцзян Уйгурским автономным районом на западе Китая.

Nabucco - магистральный газопровод протяженностью 3,3 тыс. км из Туркмении и Азербайджана в страны ЕС, прежде всего Австрию и Германию.

Газопровод под Невской губой проект правительства Санкт Петербурга, разрабатывается в связи с развитием западной части Васильевского острова. Газопровод (Липецкая область).

Составные части газопроводов: нефтегазовая арматура, краны.

Заключение

В настоящее время человечество переживает углеводородную эру. Нефтяная отрасль является главной для мировой экономики. В нашей стране эта зависимость особенно высока. К сожалению российская нефтяная промышленность находиться сейчас в состоянии глубокого кризиса. Было перичислено немало ее проблем. Каковы же перспективы развития отрасли? Если продолжать хищническую эксплуатацию месторождений вкупе с большими потерями при транспортировке и нерациональной нефтепереработкой, то будущее нефтяной промышленности представляется весьма мрачным. Уже сегодня сокращение темпов производства составляет в среднем 12 - 15% в год, что чревато полным развалом стратегически важной для державы отрасли. Дальнейшее экстенсивное развитие нефтяной промышленности уже невозможно. Например, большие объемы нефти Восточной Сибири труднодоступны из-за сложного геологического строения, требуют огромных инвестиций в добычу. Следовательно будут приростать слабо. Эффект от геологоразведки выше в Западной Сибире, однако в этом регионе высокопродуктивные месторождения уже значительно истощены.

По этим и другим причинам России необходимо реформировать нефтяную промышленность. Для этого в первую очередь нужно:

1) Пересчмотреть систему налогооблажения, существенно снизив налоги на нефтепроизводителей, однако установить высокие штрафы за нерациональное использование природных богатств и нарушение экологии.

2) Менее жестко регулировать цены внутри страны, поддерживая их несколько ниже мирового уровня. Экспорт же нефти за рубеж вести только по мировым ценам.

3) Частично восстановить централизованное управление отраслью, вытекающее из самой структуры нефтяной промышленности и имеющее много положительных моментов (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не означает полного возврата к старой модели управления.

4) Сохранение единого экономического пространства - условия выживания топливно-энергетического комплекса.

5) Найти четкую и продуманную программу инвестиций в нефтяную промышленность.

6) Организовать единый Российский банк нефти и газа, государственная внешнеторговая фирма, включающая представителей предприятий, добывающих, перерабатывающих и транспортирующих нефть и газ. Это позволит приостановить хаотичные бартерные сделки, подрывающие интересы государства.

7) Создать необходимую систему нормативных актов, обеспечивающую твердую законодательную базу для работы с иностранными компаниями по совместной разработке наиболее сложных месторождений.

8) Стабилизировать объемы геологоразведочных работ с целью восполнения запасов нефти и газа.

Реализация предлагаемых мер в комплексе с другими означала бы приостановку инфляции и укрепление курса рубля (например, стоимость сельскохозяйственной продукции на 40% определяется ценой горюче-смазочных материалов).

Появился бы интерес к приобретению нефтеперерабатывающего оборудования. Стимул к развитию получила бы не только нефтяная промышленность, но и машиностроительные предприятия, нефтехимическая, химическая, металлургическая и другие отрасли.

Таким образом, положение в нефтяной промышленности достаточно сложное, но выход существует - реформирование отрасли. После чего она, конечно, не станет "локомотивом", который потянет всю экономику, однако сможет внести весьма значительный вклад в возрождение России.

Литература

1.Кязимов К. Г. Основы газового хозяйства: Учебник. -- М.: Высш. школа, 1981,320;

2.Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, изд. «ИКИ», 2005, 720;

3.Шаммазов А.М. и др. История нефтегазового дела России--М.: Химия, 2001, 316;

4. Шухов В.Г. Расчёт газопровода (техническая документация), 1920г., Архив Российской Академии Наук, фонд №1508, опись 1, дело № 18.

5. Яблонский В. С., Белоусов В. Д. Проектирование нефтегазопроводов--М.: 1959;

6. Ходанович И., Е. Аналитические основы проектирования и эксплуатации магистральных газопроводов--М .: 1961;

7. Справочник по транспорту горючих газов--М.: 1962;

8. Боксерман Ю. И. Пути развития новой техники в газовой промышленности СССР--М .: 1964.

Приложение

Размещено на Allbest.ru