Транспортное обеспечение коммерческой деятельности

   Практическим  выходом научных разработок явилось  успешное завершение испытаний автоматического зависимого наблюдения, позволяющего контролировать полеты на любой высоте. Внедрение зональной системы автоматического зависимого наблюдения дает значительную экономию финансовых средств при обеспечении полетов на малых высотах. Просчитана и проведена оптимизация воздушных трасс, что дает экономию времени для пассажиров, а также топлива и ресурсов техники для авиакомпаний. В настоящее время транзитные маршруты авиаполетов в 35% случаев имеют азиатское направление, в 32% случаев маршруты трансазиатские, 8% - трансвосточные, 5% - трансполярные, 4% - транссибирские, 3% - кроссполярные. Принято решение о координации вместе с ИКАО работ по дальнейшему развитию и модернизации кроссполярных маршрутов, открытых Россией для международных полетов с 2000 года.

   Актуальны дальнейшие  работы по дифференциальной системе  навигации для точного захода  воздушного судна на посадку.  Ведутся работы по развитию  экспертизы аэронавигационной информации, полученной в результате геосъемки.  Создан центр защиты информации в условиях требований общедоступности данных в цифровом виде для всех потребителей воздушного пространства.»

ГЛАВА 2. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ

1.1 ОСОБЕННОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА В РОССИИ

Первый магистральный  трубопровод на территории Российской империи был еще построен в 1907 г. Им стал керосинопровод Баку – Батуми протяженностью 853км. Однако начало быстрого развития нефтепроводного транспорта относится ко второй половине 50-х годов, когда ежегодные приросты добычи нефти достигали 
20-25 млн т. В это же время началось строительство нефтепроводов из труб большого диаметра, что резко увеличило их пропускную способность и снизило себестоимость перекачки. В результате протяженность всех нефтепроводов выросла с 1,7 тыс. км в 1941 году до 66 тыс. км в 1990 году. 
Современная сеть магистральных нефтепроводов имеет протяженность 48 тыс. км образует несколько систем. Из основных нефтедобывающих районов (Западная Сибирь и Урало-Поволжский район) нефтепроводы проложены: 
- в западном направлении: Сургут – Тюмень – Уфа – Альметьевск – Нижний Новгород – Ярославль – Кириши (крупный нефтеперерабатывающий завод вблизи Санкт-Петербурга); 
Сургут – Пермь – Нижний Новгород – Полоцк; экспортная нефтепроводная система «Дружба» (3 трубопровода большого диаметра): Нижневартовск – Самара– Унеча – Мозырь – Брест – Европа с ответвлениями Унеча – Полоцк –Вентспилс (крупнейший нефтеэкспортный порт бывшего СССР в Балтийском бассейне) и Мозырь – Ужгород – Восточная Европа;       - в юго-западном направлении: Самара – Лисичанск – Кременчуг – Снигиревка –Николаевск – Одесса с ответвлением от Снигиревки на Херсон; 
Самара – Волгоград – Тихорецк – Новороссийск (крупнейший нефтеэкспортный порт на Черном море); 
- в восточном направлении: Александровское – Анжеро-Судженск – Ачинск –Ангарск (крупный нефтехимический комбинат); 
- в южном направлении из Западной Сибири: Сургут – Омск – Павлодар –Чимкент – Чарджоу.            К этим высокопроизводительным системам преобладающе широтного направления подключены нефтяные месторождения р. Коми (нефтепровод Ухта -–Ярославль),Северного Кавказа (Грозный - Тихорецк), Казахстана (Новый Узень – Гурьев –Самара и Гурьев – Орск – Уфа) и др. На Дальнем Востоке проложен нефтепровод через Татарский пролив Оха – Комсомольск-на-Амуре. Газопроводный транспорт более молодой, чем нефтепроводный. В начале 60-хгодов был построен газопровод Ростов-на-Дону – Серпухов – Ленинград протяженностью около 2 тыс. км. В 70-х годах были сооружены газопроводы: 
Медвежье – Надым – Ухта - Торжок – Минск с ответвлением Надым – Пунга - 
Пермь, Уренгой – Сургут – Тюмень – Челябинск. В 1984 году введена в строй газопроводная система «Западная Сибирь – Европа», основу которой составляет газопровод Уренгой – Помары – Ужгород протяженностью 4,5 тыс. км, давшая выход в Европу российскому газу. Среди них выделяется экспортный газопровод «Союз»: Оренбург – Волгоград – Ужгород протяженностью 2750 км.          На Дальнем Востоке построен газопровод от месторождения природного газа Северного Сахалина до Комсомольска-на-Амуре. Небольшие по протяженности газопроводы действуют также в Якутии (от Усть-Вилюйского месторождения на Якутск) и на севере Восточной Сибири (от Мессояхского месторождения на Норильск).

2.2 ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА В РОССИИ

Система магистральных трубопроводов на территории бывшего СССР сформировалась в особых условиях размещения пунктов добычи и переработки нефти. Известно, что с экономической точки зрения трубопроводный транспорт является наиболее выгодным по сравнению с другими видами транспортировки нефти.

В 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. Спустя 15 лет на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый трубопровод протяженностью всего 12 км и диаметром 75 мм для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым русским инженером В.Г.Шуховым. К концу прошлого столетия общая протяженность трубопроводов из районов Баку составляла 230 км, а их ежегодный объем перекачки - 1 млн. тонн.

В начале ХХ века в России были сооружены два основных трубопровода:

Махачкала-Грозный (1913-1914 гг.), протяженностью 162 км и диаметром 200 мм для перекачки 700 тыс. тонн нефти  в год.

До 1917 года были построены  нефтепродуктопроводы общей протяженностью 1300 км, средний диаметр труб составлял 197 мм. Однако эти трубопроводы не могли составить конкуренцию мощной системе железнодорожного транспорта. Так, например, в 1913 году по трубопроводу Баку - Батуми перекачивалось только 6% всей транспортируемой нефти.

Ключевой датой в  истории развития трубопроводной системы России считается 17 марта 1920 года. В этот день был подписан правительственный указ о строительстве трубопровода от нефтяного месторождения Эмба до Саратова.

После окончания Гражданской  войны была проведена реконструкция трубопроводов, построены новые магистрали на Кавказе, введены в эксплуатацию нефтепроводы Сабунчи - Баку, Хадыженск - Туапсе, Махачкала - Грозный. В 1925 году был спроектирован и построен магистральный нефтепровод Баку-Батуми, протяженностью 834 км и диаметром 250 мм с 13 насосными станциями, оборудованными плунжерными насосами с дизельным приводом. Позднее был построен трубопровод Грозный - Туапсе протяженностью 649 км, диаметром 250 мм, на трассе которого разместили 7 насосных станций. В 1936 году был введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Гурьев-Орск, протяженностью 709 км и диаметром 300 мм для транспортировки бакинской, а позднее эмбинской нефти на Орский НПЗ.

Дальнейшие успехи в  развитии трубопроводного транспорта в России были связаны с освоением месторождений Башкирии, Татарстана и Самары. В 1936 году был построен первый подземный нефтепровод Ишимбай - Уфа, протяженностью 168 км и диаметром 300 мм для перекачки нефти из первых скважин "второго Баку" на Уфимский НПЗ.

До Второй мировой  войны общая протяженность системы магистральных Развитие новых нефтяных месторождений и рост производства явились предпосылками для создания принципиально новых методов для перекачки нефти и нефтепродуктов, а также современного оборудования. Отличительными чертами того периода можно считать дальнейшую механизацию процесса сооружения трубопроводов, применения новых систем связи. Таким образом, до 60-х годов основное развитие получали объекты магистрального транспорта в главных районах добычи нефти - Закавказье и Урало-Поволжье. С конца 60-х годов создается система транзитных магистральных трубопроводов, первым из которых был нефтепровод Туймазы-Омск-Новосибирск. Эти годы можно считать новой и наиболее сложной стадией развития трубопроводного транспорта.

Разработка месторождений Западной Сибири стала началом расширения сети магистральных трубопроводов. С перемещением добычи нефти в Западную Сибирь происходит все большее географическое разграничение в размещении добычи и переработки нефти. Последняя в соответствии с курсом на строительство крупных НПЗ в районах потребления сосредотачивается в европейской части страны, на юге Сибири, в Средней Азии. Результатом такого размещения стала необходимость переброски крупных потоков нефти в эти районы. Появились трубопроводы большой протяженности и больших диаметров, а строительство трубопроводов и насосных станций стало проводиться в более сжатые сроки.

В тот период было построено 40 нефтепроводов диаметрами до 1000 мм: Туймазы - Омск-2 и 3, Горький - Рязань-1, Калтасы - Языково - Ишимбай, Альметьевск - Куйбышев-1 и 2, Аьметьевск - Горький-2 и 3, Тихорецк - Туапсе, Малгобек - Тихорецкая, Ярославль - Кириши, Узень - Гурьев и др.

Первыми крупными нефтепроводами, обеспечивающими транспорт нефти  из Западной Сибири, становятся нефтепроводы: Усть-Балык - Омск, Александровское - Анжеро-Судженск, протяженностью свыше 1000 км каждый. В 1964 году был сдан в эксплуатацию магистральный трубопровод "Дружба", общей протяженностью 4665 км (из них 3004 км по России) и диаметром 1200 мм, по которому нефть Татарии и Поволжья стала поступать в Чехословакию, Польшу, Венгрию и Восточную Германию.

В этот же период возникает  проблема капитального ремонта трубопроводов, введенных в эксплуатацию в послевоенное время. В начале 60-х годов суммарный  объем ремонтных работ на трубопроводах составил всего 30 км в год, т.е. возникла необходимость отказа от примитивных методов ремонта и перехода к более прогрессивным технологиям и оборудованию. Тогда же была разработана и выпущена первая специальная техника для ремонта трубопроводов. Разработки проводились НИИТранснефть.

Особую значимость трубопроводный транспорт приобрел в период активного  освоения тюменских месторождений. С увеличением добычи нефти в  Западной Сибири основным направлением транспорта становится Европейская часть России. Отличительным признаком начала 70-х годов стали высокие темпы строительства нефтепроводов. Строятся сверхдальние транзитные магистральные нефтепроводы диаметрами 1000 и 1200 мм. В этот период было проложено более 3500 км современных подземных трубопроводов диаметрами 720, 1220 мм. Их доля составила 70% от общей протяженности системы магистральных трубопроводов, а грузооборот - 85% суммарного грузооборота.

Контроль над всеми  магистральными трубопроводами как  находящимися в эксплуатации, так и на стадии строительства осуществляло Министерство нефтяной промышленности СССР. В 70-м году в соответствии с Постановлением Совета Министров СССР от 30 октября 1970 года # 889 в рамках Министерства было сформировано Главное управление по транспортировке и поставке нефти (Главтранснефть), занимающееся вопросами проектирования, сооружения, эксплуатации и перспективным развитием нефтепроводной системы. Это управление со временем было преобразовано в АО "Транснефть". В 1980-1988 гг. сооружаются северные магистральные трансконтинентальные трубопроводы: Сургут - Полоцк и Холмогоры - Клин, замкнувшие сеть магистральных нефтепроводов в единую систему нефтеснабжения страны.

В 1991 году одновременно с  прекращением деятельности Министерства нефтяной промышленности СССР было ликвидировано его главное хозрасчетное управление по транспорту и поставкам нефти - Главтранснефть. В целях выполнения общесистемных функций и сохранения единства управления 16 предприятий нефтепроводного транспорта основали компанию "Транснефть", а на базе Главтранснефти - исполнительную дирекцию компании. Производственное объединение магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири, ранее входившие в структуру Главтранснефти, один год функционировало как самостоятельное предприятие - "Сибнефтепровод".

В условиях рыночной экономики  нефтяные и газовые производственные ассоциации получили право самостоятельно подписывать договоры с потребителями. Были организованы совместные производственные предприятия с участием иностранного капитала, самостоятельно выбирающие покупателя. В силу этих обстоятельств, с 1992 года оплата услуг по транспорту нефти стала производиться на основе тарифов.

На современном этапе  функционирование системы нефтепроводов  происходит в принципиально новых  экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами - бывшими республиками СССР - в настоящее время только Россия обладает единой нефтепроводной системой.

Протяженность системы  магистральных нефтепроводов АК "Транснефть", соединяющей практически все районы добычи нефти в России с центрами переработки и экспортными терминалами и обеспечивающей нормальное функционирование нефтяного рынка, составляет 48500 км.

2.3. СОВРЕМЕННОЕ МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА РОССИИ

Сеть МТТНП (магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов) располагается в широтном направлении  и пролегает от Кемеровской области  до границы с Венгрией. Действующие  нефтепродуктопроводы на территории стран СНГ (Украины, Белоруссии, Казахстана) находятся в собственности ОАО АК «Транснефтепродукт».  Протяженность МТТНП составляет 19,1 тыс. км, в том числе на территории Украины - 1500 км, Белоруссии - 1300 км, Казахстана - 300 км. По трубопроводной системе транспортируются светлые нефтепродукты (моторные топлива) с 14 нефтеперерабатывающих заводов России (Омский, Новойл, Уфимский, Уфанефтехим, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Московский, и другие) на экспорт и внутренним потребителям России. К системе МТТНП подключены также два НПЗ Белоруссии (Мозырский и Ново-Полоцкий НПЗ). Технологический процесс транспортировки топлива обеспечивается работой 100 головных и промежуточных перекачивающих станций с общей емкостью резервуарных парков 4,6 млн. куб. м. Перевалка на железнодорожный транспорт осуществляется с 11 ж/д наливных станций, а в автомобильный транспорт - с 55 автоналивных пунктов.   В настоящее время около 25% всех производимых российскими компаниями на вышеуказанных 14 НПЗ нефтепродуктов транспортируется по системе МТТНП. Однако доля нефтепродуктопроводов в общем объеме транспортировки нефтепродуктов составляет не более 18 %.          Ни для кого не секрет, что нормативные сроки эксплуатации линейной части, резервуаров, нефтеперекачивающих станций, оборудования на ряде участков магистральных нефтепроводов уже истекла. Значительное их число следует оснастить Современными системами автоматики, телемеханики и электроснабжения, а для этого нужны существенные финансовые вложения. Обратимся к фактам.              Сегодня в эксплуатации все еще находится оборудование, изготовленное в разные годы, разными заводами и по различной технической документации. Что и неудивительно, поскольку существующая система магистральных нефтепроводов создавалась на протяжении десятков лет и в единую схему оказались сведены технические средства разных поколений. Устаревшее, разнотипное оборудование одного и того же функционального назначения снижает надежность системы, увеличивает трудовые и финансовые затраты на техническое обслуживание и ремонт.        Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что при нормативном сроке службы, составляющем, Например, для насосного оборудования девять лет, а для электросилового - восемнадцать, фактические сроки эксплуатации оборудования некоторых НПС достигают 25—30 лет.            Далеко от идеала и состояние резервуарного парка: срок службы 60% объектов превышает нормативный. Необходимо провести широкомасштабные ремонтные работы по устранению дефектов, ограничивающих уровень полезной емкости резервуаров, увеличить темпы их ремонта и реконструкции. Постоянный мониторинг технического состояния нефтепроводов с помощью внутритрубного диагностического обследования действующих магистралей (его результаты являются основой для формирования планов текущего и капитального ремонтов) показывает, что ежегодно необходимо проводить диагностирование более 16 тыс. км. нефтепроводов. При существующем сегодня уровне финансирования удается продиагностировать только 11 тыс. км. Кроме того, следует отметить и тот факт, что в настоящее время обнаружено множество не выявленных ранее дефектов труб из-за старения и дефектов сварных швов, о чем говорят результаты обследований, проведенных с помощью магнитного снаряда МFL и ультразвукового снаряда СD. Только в шесть раз, увеличив объемы ремонтных работ, можно своевременно их устранить.         Для обеспечения надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов и восстановления их проектных технических характеристик ежегодно должна производиться замена 1580 км. труб и 3000 км. изоляции. Реальные же цифры таковы: 1996 г. — 712 км., 1997 г. — 796, 1998 г. - 591, 1999 г. - 751. В 2000 году в результате капитального ремонта и реконструкции заменено 600 км. труб и 820 км. изоляционного покрытия. Данная ситуация, обусловленная недостаточным финансированием, чревата ростом вероятности отказов и аварий.            Данные проблемы будут решены при реализации следующих мер:

• диагностики и капитального ремонта линейной части, резервуаров и оборудования;
• технического перевооружения и реконструкции технологического оборудования, систем автоматизации насосных станций, резервуарных парков и телемеханизации линейной части магистральных нефтепродуктопроводов;
• модернизации существующих и внедрения новых систем пожаротушения резервуарных парков. Однако из-за дефицита средств объемы работ недостаточны. Как показывает анализ современного состояния нефтепродуктопроводов, для увеличения их загрузки, повышения технического уровня и улучшения финансового состояния всех дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефтепродукт» необходимы:
• привлечение к транспортировке дополнительных объемов нефтепродуктов внутреннего рынка и экспорта;
• создание оптимального технологического запаса нефтепродуктов для сокращения сроков доставки топлива;
• увеличение разветвленности сети и объемов реконструкции действующей системы;
• расширение номенклатуры транспортируемых нефтепродуктов;
• диверсификация основных фондов;
• увеличение объемов реализации нефтепродуктов на наливных пунктах и раздаточных блоках.

Решение этих задач будет  способствовать повышению эффективности, конкурентоспособности и привлекательности  нефтепродуктопроводов. Система магистрального трубопроводного транспорта газа обеспечивает транспортировку всего добываемого  в стране газа. В ОАО «Газпром» вопрос технического перевооружения газоперекачивающих станций стоит достаточно остро. До 30 % компрессорных станций физически и морально устарели, более 15 % станций эксплуатируется свыше 25 лет. Вследствие того, что КПД эксплуатируемого парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) в ОАО «Газпром» 23...30 %, на собственные нужды расходуется до 10 % транспортируемого газа. Поэтому до 2015 года предполагается повысить КПД газотурбинных установок (ГТУ) до 31...36 %, парогазовых – до 37...40 %.

2.4. ПЕРСПЕКТИВЫ ДАЛЬНЕЙШЕГО РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА В РОССИИ

В целях обеспечения  стратегических и экономических  интересов России планомерно и комплексно прорабатываются четыре направления  экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморско-средиземноморское, центрально-европейское и восточно-сибирское. По прогнозам, предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России. В ближайшее время планируется увеличить добычу нефти в Тимано-Печорском регионе, а в более отдаленной перспективе – в Каспийском регионе и Восточной Сибири. Проблема экспорта российской нефти из новых регионов может быть решена за счет развития: