Общественная экологическая организация «Читаэкокомплекс» icon

Общественная экологическая организация «Читаэкокомплекс»


1 чел. помогло.
Смотрите также:
Программа VI международной научно-практической конференции «Реки Сибири» (22- 24 марта, 2011, г...
Программа: Erasmus Mundus, Action 2 Strand 1...
Красноуфимская общественная экологическая организация «Сокол»...
Общероссийская общественная организация...
Общественная организация...
Положение о межрегиональном исследовательском конкурсе «Живая вода»...
Положение о межрегиональном конкурсе «Помоги зимующим птицам»...
Общественная Организация «Новые люди»...
«интеллект будущего» вологодское региональное отделение...
«интеллект будущего» вологодское региональное отделение...
Оосо «Союз танцевального спорта России» Региональная общественная организация «Федерация...
Управление по физической культуре и спорту города Ростова-на-Дону...



страницы: 1   2   3
вернуться в начало

^ 3.3.2. Общая оценка проектных решений

1. Материалы ОВОС по сейсмичности и сейсмическому районированию в основном достаточны для выбора оптимального варианта трассы нефтепровода Россия-Китай, мест размещения НПС и др. объектов строительства. Несмотря на исключительно тяжёлые сейсмические и тектонические условия, наиболее выигрышным представляется основной вариант трассы , пересекающий по наикратчайшему расстоянию Главный Саянский разлом и проходящий далее через районы Бурятии, Читинской области и Агинского автономного округа с 7 балльной сейсмичностью.

2. Проектные технические решения, в основном, типовые, сходные с предлагаемыми для строительства Каспийской трубопроводной системы. Будучи типовыми, соответствующими действующей нормативной документации, они, в целом, способны обеспечить сейсмическую безопасность объекта на нормативном уровне риска.

3.На стадии ТЭО - проект должны быть учтены замечания, предложения и рекомендации, особенно в части организации стационарных наблюдений, полноценного геодинамического и сейсмологического мониторинга, что, несомненно, будет способствовать повышению уровня сейсмической безопасности, и, соответственно,

стр. 15


повысит инвестиционную привлекательность проекта строительства нефтепровода Россия-Китай.

^ 41.1. Обоснованность инженерно-технических решений.

Эксперт отмечает, что при разработке Обоснований инвестиций в строительство нефтепровода Россия-Китай соблюдены требования технических стандартов, нормативы и юридические нормы, установленные в России и в Китае, и учтены международные стандарты и нормы, регулирующие осуществление аналогичных магистральных трубопроводных проектов большой протяжённости.

1 ^ Стандарты и нормы Российской стороны:

  • «Порядок разработки, согласования и состава Обоснований инвестиций в строительство» (СП-11-101-95).

  • «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-

86).

  • «Строительные нормы проектирования трубопроводов» (СНиП 2.05.06.- 85)

2. Стандарты и нормы Китайской стороны:

  • «Установление Разработки Технико-экономического обоснования строительства магистрального нефтепровода»

  • «Инженерные нормы проектирования нефтепроводов» ( ОВ50253-94).

  • «Энергосберегающие нормы проектирования магистральных нефтепроводов» (З У/Т6393 -1999).

Трасса проходит в трудных географических и климатических условиях, где присутствуют высокогорные участки, вечномерзлотные грунты, болота оползни, скальные породы, большое количество рек и т.д. В экологическом отношении сложными являются обход озера Байкал, большого количества заповедников, охраняемых территорий, заказников и Национального парка «Тункинский».

Переходы крупных водных преград будут осуществляться весьма дорогостоящими методами наклонно-направленного бурения или микротоннелирования без нарушения естественного режима водной преграды, что позволит практически полностью исключить возможность загрязнения рек в случае аварийной ситуации. Кроме того, эти методы оказывают минимальное воздействие на русло реки, их ихтиофлору и ихтиофауну в процессе строительства. Переходы автомобильных и железных дорог - без нарушения полотна методом прокола с заключением труб в металлический кожух, что также резко снижает вероятность аварийных ситуаций.

Ширина полосы под строительство нефтепровода на землях несельскохозяйственного назначения равна 30 м, на землях сельскохозяйственного назначения - 39м. После строительства земля ре культивируется и возвращается в оборот. Минимальные расстояния от нефтепровода до населённых пунктов, отдельных предприятий, зданий, сооружений принимаются не менее 150 м. При прокладке вблизи населённых пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже трубопровода, проектом предусмотрено устройство защитных сооружений, обеспечивающих в случае возникновения аварийных ситуаций отвод разлившейся нефти в специально организованные места сбора.

На участках с рыхлыми вечномёрзлыми грунтами (около 243 км по основному варианту трассы) в целях повышения надёжности эксплуатации будет выполнена надземная прокладка нефтепровода. Опоры, обеспечивающие демпфирование возможных подземных толчков в трех плоскостях. Фундаменты опор приняты свайные. Средние величины - заглубления сваи составляют 7- 15м. Для поддержания рабочего состояния нефтепровода в случае его остановки предусматривается тепловая изоляция.

Для обеспечения заданных объёмов перекачки нефти расчёты по расстановке НПС выполнялись в соответствии с принятым давлением до 6,0-6,5 МПа с учётом развития нефтепровода за счет увеличения количества станций. Параметры проектируемого

стр. 16

нефтетепровода (число насосных станций, размер резервуарной ёмкости, тип основного технологического оборудования) определены гидравлическими расчётами с учётом требований «Норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов» ВНТП2-86.

Объём резервуарных парков принят в соответствии с ВНТП 2-86. В резервуарных парках НПС устанавливаются резервуары единичной ёмкостью 20 тыс.куб.м с понтоном и 50 тыс куб.м с плавающей крышей, уменьшающие испарение нефти в атмосферу. На станциях защиты и в резервуарных парках НПС устанавливаются резервуары единичной ёмкостью 5 тыс.к уб.м для сброса нефти от предохранительных клапанов. Предполагается использование алюминиевых крыш для увеличения надёжности конструкции резервуаров.

На НПС Ангарск предусматриваются подпорные вертикальные насосы типа НПВ 2500-80 для обеспечения подачи нефти на Ангарский НПЗ. Магистральные и подпорные насосы типа НМ и НПВ с электроприводом, принятые по ГОСТ 12124-87, соответствуют современном у техническому уровню и удовлетворяют эксплуатационным требованиям.

Для обеспечения диагностики технического состояния и зачистки полости трубопровода предусматриваются узлы пуска и приёма средств очистки и диагностики на НПС и на границе с Китаем. Своевременное обнаружение мест коррозии трубопровода позволит резко сократить вероятность возникновения аварийных ситуаций.

Тепловые расчёты нефтепровода выполнены корректно, из следующего предположения: температура застывания перекачиваемой нефти - минус 15 С , время безопасной остановки нефтепровода в зимнее время - 72 часа.

На все трубы, принятые по стандарту АР1 5РЕС 5 Ь, прочностные расчёты производятся по Российским нормам, так как для участков нефтепроводов категории II и выше толщина стенки трубопровода составляет больше по Российским нормам, чем по Американским. Толщина стенки подземного нефтепровода определяется в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

При определении толщины стенки подземного трубопровода, также учитывается продольное напряжение от сейсмических воздействий на трубопровод при балльности землетрясения более 8 баллов (в соответствии со СНиП 2.05.06. -85).

Для трубопровода рекомендуется в основном более дорогая сталь класса прочности К56, имеющая, однако, целый ряд преимуществ по сравнению со сталями класса прочности К52 и К60 , которые должны быть использованы на отдельных участках. Проверка трубопровода на прочность, пластические деформации и устойчивость произведена для диаметра 1020 мм с учётом продольных напряжений от сейсмических нагрузок в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

Расстановка запорной арматуры предусматривается в соответствии со СНиП 2.05.06-85 на обоих берегах переходов рек категории «В» (независимо от способа прокладки); на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий; при пересечении водных преград в одну нитку (участки категории 1 и ниже) в зависимости от рельефа земной поверхности.

Кроме того, в зависимости от рельефа местности, задвижки устанавливаются на одном или обоих концах участков надземных переходов через активные разломы. Надземный способ перехода в этом случае принимается в соответствии с п.5.37 СНиП 2.05.06.-85. Такое расположение запорной арматуры в случае возникновения аварийной ситуации позволяет минимизировать объём разлива нефти и, как следствие, минимизировать возможный ущерб окружающей среде.

К установке приняты электроприборные шиберные задвижки в исполнении ХЛ на Ру 8,0 и 10,0 МПа на температуру рабочей среды от +80 С до - 15 С с патрубками под приварку с электроприводом во взрывозащищённом исполнении класса герметичности А по ГОСТ 9544-93. Сейсмостойкость задвижек должна быть как до 8 баллов по шкале

стр.17

Рихтера так до 9 баллов и более на отдельных участках. По решению заказчика возможно также применение шаровых кранов.

Исходя из опыта проектирования и строительства магистральных трубопроводов, в проекте для подземной прокладки предусматривается антикоррозийное трехслойное заводское покрытие из экструдированного полиэтилена, освоенное отечественной промышленностью. Изоляция сварных стыков предусматривается импортными термоусаживающимися манжетами. При надземной прокладке в качестве антикоррозийного предусматривается эпоксидное покрытие, в качестве теплоизоляционного - жёсткий пенополиуретан с наружным покрытием из оцинкованного железа. Все виды покрытий наносятся в заводских условиях.

Переходы железных и автодорог выполняются в соответствии с требованиями СНиП 2 05 06.-85. Вышеуказанные переходы выполняются в защитных кожухах диаметром более наружного диаметра рабочего трубопровода не менее, чем на 200 мм.

При надземной прокладке участка трубопровода переходы железных и автодорог предусматриваются подземно с устройством теплоизоляции в полиэтиленовой оболочке и металлическом кожухе. При надземной прокладке участка трубопровода также подземно или надземно предусматриваются переходы для пропуска животных.

Согласно действующим нормам трубопровод до сдачи в эксплуатацию должен быть подвергнут гидравлическому испытанию на прочность при давлении в низшей точке испытываемого участка равному заводскому испытательному давлению без учёта осевого подпора, указанному в технических условиях на применяемые трубы, и в верхней точке - не менее 1,25 Рраб для участков I и II категорий. Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего на каждом испытываемом участке.

Надземная прокладка трубопровода на вечномерзлых грунтах относится к сооружениям, требующим наблюдения в период эксплуатации. В соответствие с «Рекомендациями по наблюдению за состоянием грунтов оснований и фундаментов зданий и сооружений, возводимых на вечномерзлых грунтах» НИИ ОСП 1982г. Наблюдению подлежит состояние ВМГ в период эксплуатации, а также состояние свайных фундаментов и опор. Для измерения температуры грунта у свай устанавливаются термоизмерительные трубки диаметром 60 мм. Наблюдение за состоянием нефтепровода должно быть включено в мероприятия по проведению планово-предупредительного ремонта эксплуатирующей организацией.

^ 4.1.2. Выводы эксперта.

В ОАО «Гипротрубопровод» и ОАО «АК Транснефть» накоплен более чем 30-ти летний опыт эксплуатации объектов магистрального транспорта нефти.

Представленные материалы отвечают современным требованиям безопасности строительства и эксплуатации объектов нефтепроводного транспорта как опасных производственных объектов и выполнены с соблюдением всех действующих настоящее время стандартов и норм. Совокупность принятых технических решений и предлагаемого к использованию оборудования, в том числе средств непрерывного мониторинга за объектами трубопроводной системы и быстро реагировать на любые «нештатные» ситуации, что резко минимизирует риск возникновения аварийных ситуаций и возможность загрязнения окружающей среды.

Обоснования инвестиций в строительстве нефтепровода Россия - Китай прошли обсуждение на Расширенном заседании кафедры «Сооружения и ремонта нефтегазовых объектов» Тюменского государственного нефтегазового университета. В результате обсуждения отмечено, что в проекте заложен высокий уровень эксплуатационной надежности трубопроводной системы. Несоответствия действующим в настоящее время стандартам и правилам не установлено.

стр.18

4.2 Инженерно-техническое решение строительства с учётом положений чрезвычайных ситуаций и рисков.

4 2.1. Основные технические решения.

Эксперт отмечает, что в проекте используются современные проектные решения на существующей нормативной базе российских и мировых стандартов.

Учитывая достаточно сложный рельеф трассы, в проекте рассмотрено несколько вариантов нефтепроводов различных диаметров, а также альтернативные варианты по рождения трассы: «Западный» и «Восточный». Параметры проектируемого нефтепровода определены гидравлическим и расчётами с учётом «Норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов ВНТП-2-86» по выданным исходным данным с учётом круглосуточной, непрерывной работы нефтепровода.

На участках со значительным перепадом высот учтена установка станций защиты для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше рабочего и станции дросселирования для предотвращения потока неполным сечением на обратных склонах.

Размер резервуарной емкости резервуарных парков принят в соответствии с ВТНП-2-86.Насосные станции, как головные, так и промежуточные, в целях индустриализации строительства приняты в блочном исполнении, что целесообразно. Выбранные магистральные , подпорные, полнонапорные насосы удовлетворяют требованиям эксплуатации и по своим характеристикам соответствуют современному техническому уровню.

Объемы работ по строительству основных технологических сооружений проектируемого нефтепровода просчитаны по вариантам и по годам ввода. Представленные принципиальные технологические схемы с описанием основных технологических операций соответствуют существующей практике.

В проекте уделено внимание тепловым расчетам нефтепровода для определения толщины изоляции трубы (в зависимости от диаметра) на подземных участках, с вечномерзлыми грунтами, которая обеспечит надёжную работу нефтепровода.

4.2.2. Линейная часть магистрального нефтепровода.

Дана краткая инженерно-геологическая характеристика трассы. Обращено внимание на криогенные процессы: пучение, наледообразование, термокарст и солификация.

Дана рекомендация в соответствии с СНиП П-7-81 «Строительство в сейсмических районах» интенсивность сейсмических воздействий в баллах (сейсмичность) для района строительства следует принимать за основу комплект карт общего сейсмического районирования территории Российской Федерации - ОСР-97.

Учитывается, что магистральные нефтепроводы согласно ГОСТ-2775188, относятся к объектам повышенной опасности. В связи с этим для оценки сейсмической опасности должна использоваться карта В, отражающая 5% риск (с периодом повторяемости Г=1000 лет) превышения указанных на ней сейсмического балла. Расчёт толщины стенок труб, выбор марки стали, проведены в соответствии с СНнП 2.05.06.-85 по эпюре рабочих давлении, с учетом продольных напряжений от сейсмического воздействия на трубопровод при бальности землетрясения более 8 баллов. Проведён расчёт прочности и устойчивости подземных трубопроводов. На основании результатов приведённых расчётов изложены соответствующие выводы, которые дают положительную оценку.

Запорная арматура, принимаемая в проекте, соответствует поставленной технической задаче. Определены принципы и способы прокладки трубопровода с мероприятиями по его защите. Так, дополнительные напряжения при подземной прокладке, обусловленные перепадом температур и влияющие на расчётную толщину стенки, устраняются компенсаторами. Удлинение трассы за счёт компенсаторов при подземной прокладке в мерзлых грунтах ориентировочно составляют 12%.

При подземном переходе высокосейсмичных районов (более 8 баллов) предусматривается устройство умеренной и углублённой траншее с пологими откосами и

стр.19

заменой грунта на мягкий, рыхлый (крупнозернистый песок). Кроме того, на таких участках при подземной прокладке расчётом определено дополнительное утолщение стенки трубопровода против расчётной в среднем на 2 мм.

В проекте предусматривается наиболее действенный способ защиты от курумов - надземная прокладка рабочего трубопровода с устройством противокурумных эстакад, опорами которых являются железобетонные буронабивные сваи.

Д ля полной ликвидации явлений пучения, минимальная глубина траншеи должна составлять 2.5 м с заложением откосов 1:2.

В случае невозможности обхода участка оползней в зависимости от конкретных инженерно-геологических условий предусматриваются следующие способы защиты:

а) удерживающие сооружения из буронабивных свай с монолитными железобетонным раствором;

б) регулирование поверхностного и подземного стоков - водоотводные канавы и дренажные прорезы-сушители;

в) закрепление склонов посадкой саженцев и кустарников.

На участках с возможными каменными обвалами, осыпями, предполагается устройство следующих мероприятий по инженерной защите трассы нефтепровода:

  • применение на склонах защитных покрытий из набрызг-бетона толщиной до 20-25см (активная защита)

  • устройство анкерных металлических стержней на склонах и крепление склонов «Манкаферой» двойного кручения (пассивная защита).

При пересечении с селевыми потоками участок нефтепровода предполагается укладывать на селепропускную эстакаду, опорам и которой являются железобетонные бурнонабивные сваи. Эстакада над расчётным валом селевого потока поднимается не менее 1,5 метра.

На участках с перстовыми явлениями устраивается подземная прокладка трубопровода с учётом возможного выхода из строя каждой второй опоры.

На переходах болот и обводнённых участков предусматривается устройство леженевых дорог и пригрузка трубопровода утяжеляющими грузами типа КТ и УБО. При прокладке трубопровода в спальных и полуспальных грунтах, а также грунтах с включением гальки и щебня размером более 5 см предусмотрено устройство подушки под трубопровод над выступающими неровностями дна, траншеи высотой 0,1см и обсыпа над верхней образующей нефтепровода 0,2см и 3 мягкого минерального грунта.

При прокладке трубопровода вблизи населённых пунктов и предприятий, расположенных на отметках ниже проектируемого трубопровода на расстоянии от него менее 1000 м. предусматриваются защитные сооружения, обеспечивающие отвод разлившейся нефти при аварии. С низовой стороны от трубопровода предусматривается строительство отводной канавы с валиком, с уклоном в сторону защитной ёмкости для сбора аварийной нефти.

^ 4.2.3. Подводные переходы

В зависимости от ширины водной преграды по створу строительства перехода, а также про филя прокладки трубопровода в границах перехода, а также профиля прокладки трубопровода в границах перехода, строительство выполняется-

а) традиционным траншейным способом с использованием подводно-технических средств;

б) методом наклонно -направленного бурения (ННБ) с использованием необходимого порофризрушающего инструмента и применением необходимой технологии бурения;

в) методом микротуннелирования с разработкой тоннеля микропроходческим комплексом диаметром до 1400 мм - 1600 мм с обсадкой разрабатываемого тоннеля сплошным кожухом и стальных труб соответствующего диаметра;


стр.20


г) методом микротуннелирования с разработкой тоннеля щитом диаметром 2500 мм, при обсадке разрабатываемого тоннеля железобетонными кольцами рассчитанной прочности, обустроенными по торцам замками герметичности.

Основные конструктивные решения по переходам базируются на требованиях СНиП 2.05.06-85.

Выбор труб произведён на основании «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности», Москва 2000г., утверждённой РАО «Газпром» и согласованной с Гостехнадзором России по письмам № 10-03/31 от 11.01.01г, а также на основании СП 34-101-98.

Технологические процессы монтажа и сварки подводных трубопроводов выполняются в соответствии с требованиями СНиП 111-42-80: ВСН 006-89: ВСН 010-88.

Конструкциям защитных покрытий при подземной прокладке предъявляются требования Государственного стандарта Российской Федерации ГОСТ Р51164-98.

Комплекс работ по очистке полости и предварительному испытанию трубопровода на участках подводных переходов выполняются в соответствии с требованиями СНиП 111-42-80 и ВСН 011-88. В проекте достаточно чётко изложено: а) электроснабжение электроприёмников линейной части нефтепровода: б) автоматизированная система управления нефтепроводами: в) электрохимическая защита трубопровода: г) внешнее электроснабжение насосных перекачивающих станций.

4.2.4. Здания, сооружения насосных станций.

Размещение зданий и сооружений насосных станций проведено в соответствии с действующими общероссийскими нормативными документами.

Выполненные компоновки генеральных планов и расположение по высотным отметкам проектируемых зданий и сооружений должны обеспечить безопасную эксплуатацию насосных.

Инженерные коммуникации в основном проектируются и укладываются под землю, а кабельные разводки и теплотрассы надземно - по эстакадам. Самотечные сети канализации ч технологические трубопроводы размещаются с разных сторон каре резервуарных парков. При проектировании организации рельефа принята система сплошной планировки с выполнением планировочных работ по всей территории. Все оборудование, требующее поддержания климатического режима, расположенного в укрытиях. Здания, требующие повышенной огнестойкости (насосная, станция водотушения, здание магистральной насосной) выполнены в кирпичном исполнении. Электроприёмники, связанные с технологией перекачки нефти, с установками автоматического пожаротушения и котельной, относятся к 1 категории по надёжности электроснабжения: электроснабжение их предусмотрено от двух независимых источников с автоматическим переключением на резерв. В качестве третьего независимого источника электроснабжения на всех НПС используются дизельные электростанции (ДЭС) мощностью до 630 кВт и агрегаты бесперебойного питания мощностью до 40 кВт. На всех НПС проектом предусматривается установка новых РУ-10 кВ. состоящих из ячеек типа К-104М.

С целью защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции, защиты от статического электричества и опасных воздействий молнии, предусматривается комплексное заземляющее - зануляющее устройство (КЗУ), состоящее из магистралей заземления, защитных проводников, заземлителей и связанное с нулевыми Точками питающих трансформаторов.

Защита от опасных воздействий молнии выполнена согласно требованиям РД 34.12.122-87 защита от статического электричества ГОСТ 12.4.124; при этом защита от прямых - ударов молнии проектируется отдельно стоящими молниеотводами, совмещенными с прожекторными мачтами.


стр.21


Водоснабжение НПС, СЗ, СД, коммерческого узла учёта нефти предусматривается из подземных источников на хозпитьевые и противопожарные нужды. Вода из артезианских скважин подаётся по двум водоводам на площадку. Все процессы в системе хозяйственно-производственного трубопровода автоматизированы. Для отведения сточных вод на НПС проектируются две системы канализации: производственно-дождевая и бытовая. Технические решения по разделу теплоснабжения на нужды отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологический обогрев сооружений разработаны на основе следующих нормативных документов: СНиП 23-01-99, СНиП 2.04.05.-91, СНиП 2.04.07-86, СНиП 11 -3-79, СНиП 2.09.04-87.

При проектировании вентиляции в зависимости от среды помещений и выделений предусмотрены системы приточно-вытяжной вентиляции с принудительным или естественным побуждением. Кратность воздухообмена в помещениях, где имеет место выделение паров нефти, принимается равной восьми обменам в час. Источниками теплоснабжения площадок предусматриваются индивидуальные котельные, в своем составе имеющие две блочные теплоцентрали, из которых одна рабочая, одна резервная. Блочные водогрейные котельные типа теплоцентраль комплектуются двумя водогрейными котлами. Системы пожарной и охранной сигнализации НПС входят в комплекс систем охранной и пожарной безопасности объектов нефтепровода. При разработке общих требований и технологических решений были использованы нормативные документы по вопросам охраны пожарной безопасности, обязательные при проектировании и строительстве промышленных объектов. Защита проектируемых подземных инженерных сетей на НПС осуществляется станциями катодной защиты, количество которых определяется исходя из общей площади защищаемой поверхности и величия плотности защитного тока. Защита от коррозии внешних поверхностей днищ резервуаров будет выполнена также станциями катодной защиты. Контроль за работой средств электрохимической защиты осуществляется с помощью проектируемой системы телемеханики. В проекте «Автоматическая противопожарная защита» полностью отработан весь комплекс подсистем, дающих возможность быстрого обнаружения пожара, извещения о нём обслуживающего персонала и включения установки пожаротушения. При разработке решений использовались все современные нормативные документы (СниП, ВНПБ, НПБ). Разработана система контроля уровня загазованности на объектах нефтеперекачивающих станций.

4.2.5. Оценка влияния на окружающую среду.

Параметры проектируемого нефтепровода (число насосных станций, размер резервуарной ёмкости, тип основного технологического оборудования) определены гидравлическими расчётами с учётом требований «Норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов» ВНТП2-86. На все трубы, принятые по стандарту АРISРЕС5L. Все прочностные расчёты производятся по российским нормам, так как для участков нефтепроводов категории 11 и выше толщина стенки трубопровода получается больше по российским нормам, чем по американским. Расстановка запорной арматуры предусматривается в соответствии со СниП П2.05.06.-85. При прокладке трубопровода вблизи населённых пунктов и предприятий, расположенных на отметках ниже проектируемого трубопровода на расстоянии от него менее 500 м предусматриваются защитные сооружения, обеспечивающие отвод разлившейся нефти при аварии. С низовой стороны от трубопровода инвентаризация объектов культурного наследия, оценка воздействия на социальную среду, эколого-экономическая оценка.

4.2.6. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

Проведена оценка «анализа-риска». Методологическая основа анализа риска аварийных ситуаций базируется на качественных методах анализа опасностей с применением упрощенных методик количественной оценки риска на основе принятых критериев.

Применительно к объектам трубопроводного транспорта нефти процедура анализа риска выполняется для двух основных типов сооружений, различающихся конструктивными


стр. 22

особенностями, условиями эксплуатации, а также причинами возникновения и характером развития аварийных ситуаций:

  • линейной части трубопроводов, включая проводные участки.

  • резервуарных парков НПС;

Предусмотренная численность персонала по эксплуатации нефтепровода соответствует требованиям по правилам эксплуатации линейной части и объектов нефтепровода. Решена техническая и организационная система оповещения о чрезвычайных ситуациях. Предусмотрены безаварийные остановки технологических процессов. Объекты магистральных нефтепроводов подлежат декларации промышленной безопасности. Для предотвращения розлива нефтепродуктов на МН предусматриваются организационно-технические мероприятия с установкой необходимого соответствующего оборудования, приборов контроля и автоматизации управления технологическими процессами и сигнализацией его происхождения обслуживающему персоналу.

Для предупреждения аварий, связанных с ошибками персонала, предусматриваются системы автоматизации и контроля технологического процесса, сигнализации утечек, превышении давления, взрывоопасных концентрациях, перелива нефти в резервуарах.

Разработан комплекс технических решений по локализации последствий аварий, технические решения по обеспечению взрыво- и пожароопасности. Технические решения по защите территории, зданий и сооружений от опасных природных процессов предусматривается строительство отводной канавы с валиком, с уклоном в сторону защитной ёмкости для сбора аварийной нефти. До сдачи в эксплуатацию трубопровод должен быть подвергнут гидравлическому испытанию на прочность, на давление в низкой точке испытываемого участка, равное заводскому испытательному давлению без учёта осевого подпора, указанного в технических условиях на применяемые трубы, и в верхней точке - не менее 1.25 Рраб. Для участков 1 и 2 категории. Обслуживание трубопровода предусматривается ремонтными бригадами, входящими в состав ЛЭС (линейно-эксплуатационной службы). Расстояние между ЛЭС для горных участков трассы составляет 80-100 км, для остальных - 200-250 км. Наблюдение за состоянием трубопровода осуществляется вертолётным транспортом, с использованием предусмотренных вертолётных площадок, а на доступных участках трассы - путём объезда автомобильным транспортом. На переходах крупных рек предусматриваются сооружения пунктов наблюдения за состоянием трубопровода.

Строительные решения узлов запорной арматуры приняты по типовому проекту 402-05- Л-2 «Бесколодезная установка запорной арматуры». Узел приёма и пуска средств очистки и диагностики (СОД) принят со стабилизирующим устройством, предотвращающим перемещение трубопровода при выходе его из грунта. Закрепление опор ВЛ в обычных грунтах принято по ТП 3.407.1.-43, на болтах и слабых грунтах - в забиваемых сваях из стальных труб. Защита нефтепровода от почвенной коррозии будет осуществляться станциями катодной защиты (СКЗ), размещаемыми с интервалом 20-30 км. Электроснабжение линейных потребителей предусмотрено от проектируемой вдольтрассовой ВЛ -10 кВ.

Контроль за работой средств электрохимической защиты на линейной части осуществляется с помощью проектируемой системы телемеханики. Проведена оценка воздействия на водные ресурсы в период строительства и эксплуатации и заложены в проект мероприятия по их охране и защите. Дана оценка намечаемой деятельности на атмосферу. Для сокращения выбросов и уменьшения воздействия на атмосферу рекомендованы мероприятия, как профилактические, так и технологические. Охрана и рациональное использование почв и земельных ресурсов. Отражена структура почвенного покрова в зоне строительства трубопровода, даны воздействия на земельные ресурсы и почвенный покров в процессе производства земляных работ. Обозначены мероприятия по охране почв и восстановлению естественных природных комплексов в полосе строительства трубопровода. Оценка воздействия на биологические ресурсы. Кроме


стр.23

мероприятий по охране биоресурсов, в проекте предусмотрен производственно- экологический мониторинг водных объектов. В проекте выделено и определено: охраняемые природные территории и объекты.

4.2.7. Выводы эксперта.

^ 4.2.7.1. Инженерно-технические решения для учёта на последующих этапах проектирования и строительства нефтепровода.

1. Ввести подсистему обнаружения утечек на крупных подводных переходах, как дополнительную к общей системе обнаружения утечек (СОУ) по всей линейной части, путём установки определённого ряда контроллеров непосредственно в подводной части.

2. Предусмотреть установки резервного питания на электроприводах, линейных задвижек подводных переходов, резервное питание как альтернативное электроэнергии.

3. Устанавливаемые шиберные линейные задвижки желательно с выходящим штоком при её закрытии.

4. На узлах приёма и пуска средств очистки и диагностики предусмотреть быстросъёмные затворы.

5. В принципиальной технологической схеме на промежуточной станции (НПС) с резервуарным парком не предусмотрена работа основной насосной станции без подпорной насосной и резервуарного парка в случае различных технологических решений или аварийных ситуаций на подпорной насосной, или резервуарном парке.

6. Для решения возможных различных технологических режимов, на основных насосных станциях предусмотреть параллельно-последовательную обвязку магистральных насосов.

7. Ввести автоматическую защиту по затоплению на основных насосных станциях.

8. Ввести автоматическую защиту по переливу маслобаков.

9. Ввести автоматическую защиту агрегатов (насосов) по утечкам торцевых уплотнений.

10. Автоматическую защиту по загазованности в резервуарных парках при наличии утечек нефти.

11. В резервуарных парках, имеющих стационарные резервуары вертикальные стальные (РВС), нет газоуравнительной системы.

12. Электрозащиту резервуаров предусмотреть не только с учётом защиты днищ, но и первого пояса.

13. Предусмотреть аэрозольное пожаротушение в блок-боксах КТП, ЩСУ. ЗРУ. ПКУ.

14. На основных НПС в маслосистему вмонтировать аккумуляторную ёмкость.





оставить комментарий
страница2/3
Дата05.11.2011
Размер0.91 Mb.
ТипДокументы, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   2   3
отлично
  1
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх