Охрана окружающей среды

Содержание

Введение

1. Общий раздел

1.1 Охрана окружающей среды

1.2 Характеристика газифицируемого объекта

1.3 Технические характеристики газовых приборов

2. Расчетно-техническая часть

2.1 Определение расчетных расходов газа

2.2 Результаты гидравлического расчета тупикового газопровода

2.3 Обоснование прокладки внутридомового газопровода

2.4 Расчет газопровода высокого давления

2.5 Подбор оборудования ГРПШ

3. Построение продольного профиля

3.1 Назначение и порядок построения продольного профиля

3.2 Определение глубины заложения инженерных коммуникаций

3.3 Определение отметок земли

3.4 Определение отметок верха трубы

3.5 Определение отметок дна траншеи

3.6 Определение глубины заложения трубы

3.7 Определение уклонов

Список используемой литературы

Введение

До Великой Отечественной Войны промышленные запасы природного газа были известны только в Прикарпатье, на Кавказе, в Заволжье и на Севере (Коми АССР). Изучение запасов природного газа было связано только с разведкой нефти. Промышленные запасы природного газа в 1940 году составляли 15 млрд. м³.

Затем месторождения газа были обнаружены на Северном Кавказе, в Закавказье, на Украине, в Поволжье, Средней Азии, Западной Сибири и на Дальнем Востоке. На 1 января 1976 года разведанные запасы природного газа составляли 25.8 трлн.м³. На 1 января 1980 года потенциальные запасы природного газа составляли 80-85 трлн.м³. Причем запасы увеличились главным образом благодаря открытию месторождений в восточной части страны - разведанные запасы там были на уровне около 30.1 трлн.м³, что составляло 87.8 % от общесоюзных. На сегодняшний день Россия обладает 35 % от мировых запасов природного газа, что составляет более 48 трлн.м³.

Особенно по запасам природного газа выделяется Западная Сибирь. Промышленные запасы здесь достигают 14 трлн.м³. Особо важное значение сейчас приобретают Ямальские Газоконденсатные месторождения.

Добыча природного газа отличается высокой концентрацией и ориентирована на районы с наиболее крупными и выгодными по эксплуатации месторождения. Только пять месторождений - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и Оренбургское содержат 1/2 всех промышленных запасов России. Запасы Медвежьего оцениваются в 1.5 трлн.м³, а Уренгойскоего - в 5 трлн.м³.

Следующая особенность заключается в динамичности размещения мест добычи природного газа, что объясняется быстрым расширением границ распространением выявленных ресурсов, а также сравнительной легкостью и дешевизной вовлечения их в разработку. За короткий срок главные центры по добыче природного газа переместились из Поволжья на Украину, Северный Кавказ. Дальнейшие территориальные сдвиги вызваны освоением месторождений Западной Сибири, Средней Азии, Урала и Севера.

В 1994 году в России было добыто 607.3 млрд. м³ природного газа, что составило 98.2 % к объему добычи в 1993 году, причем 570.6 млрд. м³ (более 90 %) было добыто РАО "Газпром". РАО "Газпром" - владелец месторождений с общими запасами около 48 трлн.м³ и является крупнейшей компанией в мире как по запасам, так и по добыче природного газа. По мнению российских экономистов, РАО "Газпром" - единственная в России транснациональная компания, имеющая стабильный выход на мировой рынок. В России из газа Газпрома" получают 40 % электроэнергии, на предприятиях "Газпрома" занято 320 тысяч рабочих (вместе с семьями более 1 млн. человек).

После распада СССР в России происходит падение объема добычи природного газа, а в конце 1994 года наблюдалась тенденция к росту уровня добычи.

Основными проблемами отрасли, как и всей промышленности России, являются проблемы финансирования и кризиса неплатежей. "В начале октября сложилась ситуация, грозящая энергетическим кризисом Центральной России. "Газпром" пригрозил на 40 % уменьшить поставки газа из-за несвоевременной их оплаты. Энергосистемы региона, более чем на 70 % зависящие от газа, будут вынуждены резко уменьшить нагрузку, поскольку они оказались лишены резервных запасов топлива..." (14 октября 1995 года).

Что касается перспектив развития отрасли, то здесь дела обстоят лучше. В начале мая президент Российской Федерации подписал указ N 472 "Об основных направлениях энергетической политики и структурной перестройке топливно-энергетического комплекса РФ на период до 2010 года". Программа Топливо и энергия - 2" (разработана на 1996-2000 годы) должна стать главной технической задачей энергетической политики - увеличение доли природного газа в топливном балансе, повышение глубины переработки нефти и т.д. Предварительные расчеты ИНЭИ РАН показали, что огромные инвестиции в ТЭК, ожидаемые в перспективе, дадут желаемое оживление в экономике.

Природный газ был и остаётся важным продуктом экспорта в российской внешней торговле. В 1994 году из России в дальнее зарубежье было экспортировано 109.03 млрд. м³. Последнее время идёт реализация проекта "Ямал-Европа", открывающем возможность экспорта российского газа в обход украинского экспортного коридора. 15 сентября состоялось открытие перехода газопровода через реку Одер, который является ключевым в проекте. Следует отметить, что российский газ покрывает треть потребностей Франции. РАО "Газпром" поставил в 1994 году более 12 млрд. м³ почти на $1 млрд. Согласно действующим контрактам (последний из них истекает в 2012 году) компания " Газ де Франс" может отбирать 10.2 - 12.2 млрд. м³ природного газа в год. Собственная добыча природного газа во Франции не очень велика (около 3 млрд. м³ в год).

Основная доля затрат по использованию природного газа в качестве топлива приходится на его транспортировку от мест добычи к местам потребления. Основным транспортом является трубопроводный. В 1987 году протяженность газопроводов в СССР составила 185 тыс. км. Сеть магистральных газопроводов охватила Европейскую часть (вместе с Уралом), а также Западную Сибирь, Казахстан и Среднюю Азию. В настоящий момент продолжается строительство крупных магистралей. Крупные центры производства труб, использующихся для строительства газопроводов расположены на Урале (Челябинск, Каменск-Уральский), в Поволжье (Волжский, Волгоград) и в крупных городах Европейской части России (Москва, Санкт-Петербург).

Основные центры переработки природного газа расположены на Урале, в Западной Сибири, в Поволжье и на Северном Кавказе (Грозный) и в других газоносных провинциях. Можно отметить, что комбинаты газопереработки тяготеют к источникам сырья - месторождениям и крупным газопроводам.

Важнейшим является использование природного газа в качестве топлива. Последнее время идет тенденция к увеличению доли природного газа в топливном балансе страны.

Мировая добыча природного газа в начале 90-х годов превысила 2.1трлн. м³. На экспорт поступает около 15 % общемировой добычи. Основные экспортеры газа - Россия, Канада, Нидерланды. В последнее время добыча газа стала расти в ряде развивающихся стран. Но газ отсюда в основном вывозится в сжиженном виде. Главные экспортеры сжиженного газа - Алжир, Индонезия, Малайзия, ОАЭ. В мире, как и в России, наблюдается тенденция к увеличению доли газа в энергетическом балансе. Так еще в 1950 году в мире уровень потребления природного газа составлял 9 % от всех видов энергоносителей (преобладал каменный уголь - 49 %), то в 1987 году доля газа повысилась до 20 %. Россия является лидером как по запасам природного газа, так и по экспорту. По мнению Юрия Шафраника, "газ - то звено, за которое можно вытащить весь груз проблем ТЭК России".

Общий раздел

Охрана окружающей среды

Для обеспечения безаварийной работы при транспортировании нефтепродуктов по трубопроводам прежде всего необходимо строго соблюдать и выполнять требования безопасности, изложенные в соответствующих нормативных документах. Устройство и расположение нефтепроводов должны соответствовать "Противопожарным нормам проектирования предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности".

Технологические трубопроводы необходимо обслуживать в соответствии с требованиями "Руководящих указаний по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов с давлением до .10 МПа (РУ—75)" и "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов" (ПУГ—69). Для каждой установки должна быть составлена схема расположения подземных и надземных трубопроводов. Все изменения в расположении трубопроводов должны быть отражены на схеме. Прокладка транзитных трубопроводов и взрывопожароопасными продуктами над и под наружными установками, зданиями, а также через них не допускается. Это требование не распространяется на уравнительные и дыхательные трубопроводы, проходящие над резервуарами. Прокладка трубопроводов сбросных газов на факел должна осуществляться надземно, на стойках или эстакадах. Трассу межцеховых трубопроводов сбросных газов следует выбирать по возможности короткой и прямой с минимальным числом поворотов. На изогнутых участках трубопроводов для ацетиленсодержащих газов рекомендуется устанавливать утолщенные колена, выдерживающие давление взрыва. При прокладке трубопроводов, несмотря на соблюдение правил и инструкций, возможны ошибки, которые на первый взгляд кажутся незначительными, но которые в соответствующих условиях могут привести к авариям. Так, неучтенные напряжения материала трубопроводов в сочетании с напряжениями при монтаже могут вызвать поломку менее прочных элементов трубопровода, например чугунных запорных устройств в стальных трубопроводах, нарушение плотности запорных устройств вследствие перекашивания уплотняющих поверхностей, разрывы под воздействием дополнительных напряжений при понижении температуры окружающей среды и т. д. Неправильная прокладка трубопроводов, выбор неподходящих способов компенсации температурных деформаций" в системах, монтаж последних в ненадлежащем месте, применение труб из непригодных материалов для данных условий низких температур — все это может привести к авариям. Наряду с общими характерными причинами нарушений герметичности технологических систем необходимо обратить внимание на специфические опасности, присущие трубопроводам. Так, остаточные (неучитываемые) напряжения в материале трубопроводов в сочетании с напряжениями, возникающими при монтаже, в ряде случаев вызывают поломку элементов запорных устройств вследствие перекашивания уплотняющих поверхностей, разрывы под воздействием дополнительных напряжений при снижении температуры окружающей среды и т. д. Неправильная прокладка трубопроводов, выбор неподходящих способов компенсации температурных деформаций в системах, монтаж трубопроводов в ненадлежащем месте, применение труб из непригодных для данных температур материалов — все это приводит к авариям. Разрушения могут происходить также от напряжений, возникающих при перепадах температур, гидравлических ударах жидкости, образующейся при неорганизованной конденсации продуктов, от превышения давления при замерзании жидкости и по другим причинам. Прокладка трубопроводов в непроходных каналах часто приводит к образованию гидравлических мешков, затрудняющих осуществление технологических операций. На многих складах трубопроводы, соединяющие емкости с насосами или железнодорожные цистерны с насосами при приемке продуктов со стороны, прокладывают в непроходных каналах.Все технологические трубопроводы должны прокладываться с уклоном в сторону возможного полного опорожнения их от остатков жидкости с тем, чтобы жидкость стекала самотеком. Уклоны трубопроводов должны быть не менее: 0,002 — для газопроводов и паропроводов в направлении потока, 0,003 — в направлении против потока; 0,002 — для легкоподвижных Жидких сред и сжиженных газов; 0,003 — для прочих жидких сред с нормальной вязкостью. Для трубопроводов с высоковязкими и застывающими средами величины уклонов определяют исходя из конкретных свойств среды, протяженности трубопровода и условий его прокладки. В отдельных обоснованных случаях, при условии обеспечения дренажа, допускается прокладка трубопроводов без уклонов.