Диплом на тему расчет магистрального нефтепровода 30 млн.т

Содержание

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения об объекте

1.2 Географическая зона и природно-климатические условия

1.3 Население

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор трассы магистрального нефтепровода в соответствии с нормативными документами

2.2 Гидравлический расчет нефтепровода

2.2.1 Выбор насосного оборудования

2.3 Расчет катодной станции

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Требования к переходам через естественные и искусственные препятствия

3.2 Инженерная защита нефтепровода от опасных геологических процессов

3.3 Эксплуатация нефтепровода

3.4 Земельные ресурсы, поверхностные и подземные воды

3.5 Основные технологические решения по магистральному нефтепроводу и нефтеперекачивающим станциям

3.5.1 Внешнее электроснабжение

3.5.2 Внутриплощадочное электроснабжение

3.5.3 Заземление и молниезащита

3.5.4 Защита от коррозии

3.5.5 Электроснабжение объектов линейной части

3.5.6 Назначение автоматизированных систем управления

3.5.7 Автоматизация

3.5.8 Комплекс технических средств

3.5.9 Линейная часть

3.5.10 Насосные станции

3.5.11 Система обнаружения утечек

3.5.12 Генеральный план

3.5.13 Промежуточные насосные без резервуарных парков

3.5.14 Климатическая и геологическая характеристики трассы

3.5.15 Архитектурно-строительные решения

3.5.16 Линейные сооружения

3.5.17 Пожарная безопасность объектов

4 НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Общие положения

4.2 Основные задачи инженерных изысканий магистральных трубопроводов

4.3 Порядок выбора и согласования трасс магистральных трубопроводов и промышленных площадок

4.4 Камеральное трассирование (выбор) линии трубопровода на стадии проекта

4.5 Инженерно-геологические изыскания

4.5.1 Инженерно-геологические изыскания перехода через водные препятствия

4.5.2 Инженерно-геологические изыскания на стадии рабочей документации

4.5.3 Инженерно-гидрометеорологеческие изыскания

4.6 Инженерно-геологические условия линейной части трассы нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан»

5 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖЕЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

5.2 Расчёт системы пожаротушения высокократной пеной

5.3 Воздействие на окружающую среду

5.4 Технические решения и мероприятия по охране окружающей среды на этапе эксплуатации

6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Общие положения

6.2 Эксплуатационные расходы

6.3 Затраты на оплату труда

6.4 Амортизационные отчисления

6.5 Затраты на электроэнергию

6.6 Текущий ремонт

6.7 Прочие затраты

6.8 Оценка экономической эффективности

6.9 Производительность труда

6.10 Прибыль

6.10 Чистая текущая стоимость проекта

6.11 Рентабельность

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводная системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» предназначена для транспортировки нефти на рынки стран АТР через нефтяной терминал на Японском море. Трубопроводная система «ВСТО» представляет собой современный наукоемкий проект, реализация которого сопряжена с использованием передовых технологий, современного оборудования и материалов, обеспечивающих гарантированное качество строительства и последующей эксплуатации объектов трубопроводной системы.

Основными регионами, которые будут обеспечивать ресурсную базу Трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан», являются месторождения нефти Западной и Восточной Сибири.

Для загрузки Трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» на участке НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» на 1 этапе в объеме 30 млн. т/год, на полное развитие - 50 млн. т/год предполагается поставка нефти из Западной Сибири и вовлечение нефти из месторождений Восточной Сибири по мере их освоения.

Централизованное управление и контроль за всеми технологическими объектами трубопроводной системы от НПС «Сковородино» до СМНП «Козьмино» предполагается осуществлять из единого пункта управления -территориального диспетчерского пункта (ТДП) с расположением его во вновь создаваемом дочернем подразделении по управлению проектируемым трубопроводом в г. Хабаровске (Хабаровский край).

Трасса трубопровода проложена в направлении с Запада на Восток, охватывая обширные территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. Маршрут нефтепровода следует по территории Амурской области, Еврейской Автономной области, Хабаровского края и Приморского края.

Трасса проходит в сложных инженерногеологических, климатических и экологических условиях, что обусловило разнообразие рельефа, ландшафтов, состава и свойств пород, широким распространением многолетней мерзлоты, сейсмичностью, активные тектонические разломы, болота длиной более 500 метров разных типов.

Проект магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан важен как для Приморского края, так и для России в целом. Запроектировать его, построить и обеспечить последующую безаварийную работу одна из самых важных задач для нефтегазового комплекса.

Нефтеналивной терминал как и вся нефтепроводная система «ВСТО2» будет строиться с учетом применения новейшего мирового и отечественного опыта в области проектирования, моделирования, строительства, обеспечения экологической безопасности окружающей среды.

Актуальность темы дипломного проекта подтверждена возможностью перекачивать 30 млн. тонн нефти в год в Приморском крае.

Основные задачи для проектирования магистрального нефтепровода:

- Произвести гидравлический расчет магистрального нефтепровода;

- Выбрать основные технологические решения по магистральному нефтепроводу и нефтеперекачивающим станциям;

- Сделать анализ опасных и вредных производственных факторов;

- Выбрать технические решения и мероприятия по охране окружающей среды на этапе строительстве и эксплуатации;

- Сделать технико-экономическое обоснование проекта (ТЭО).

Общая часть

1.2 Географическая зона и природно-климатические условия

Приморский край занимает территорию площадью 165,9 тыс. кв. км (0,97% от территории РФ). Край относится к числу средних по величине областей нашей страны, но тем не менее по площади он значительно больше таких государств, как Греция (131,9 тыс. кв.км.), или Болгария (111 тыс. кв.км.), или Исландия (103 тыс. кв.км.); а площадь Бельгии, Голландии, Дании и Швейцарии, вместе взятых, меньше площади края. На юге и востоке край омывается Японским морем, на севере граничит с Хабаровским краем, на западе - с Китаем и Северной Кореей. В состав Приморского края кроме материковой части входят многочисленные острова: Русский, Попова, Путятина, Рейнеке, Рикорда, РимскогоКорсакова, Аскольд, Петрова и другие. Названия многим этим островам даны в честь русских мореплавателей, открывших или исследовавших наши Дальневосточные моря и земли, а также в честь судов, на которых совершались путешествия. Большую часть территории края занимают горы СихотэАлинь (высота до 1855 м), на юго-западе - Уссурийская и Приханкайская низменности. Главная река Уссури. На территории края находится большая часть озера Ханка.

Климатические условия края во многом определяются географическим положением края на стыке Евразии и Тихого океана. Зимой здесь господствуют холодные континентальные воздушные массы, а летом прохладные океанические. При этом " смягчающее" воздействие, особенно на прибрежные территории оказывает муссонный климат: прохладная весна, дождливое и туманное лето, солнечная сухая осень и малоснежная с ветрами зима. В центральных и северных районах края климат более континентальный. Общее годовое количество осадков 600900 мм, большая их часть выпадает летом. Вдоль морского побережья с С-В на Ю-3 проходит холодное Приморское течение, которое вызывает продолжительные туманы. Средняя температура января от минус 12°С до минус 27°С, средняя температура июля от плюс 14°С до плюс 21°С. В горах распространены бурые лесные почвы, на равнинах буроподзолистые, лугово-бурые и аллювиальные почвы.

Флора и фауна отличаются сочетанием южных и северных видов. До 80% территории края занимают исключительно разнообразные по составу леса: хвойные, широколиственные, мелколиственные деревья и кустарники, многие из которых эндемичны (абрикос маньчжурский, актинидия, женьшень настоящий, лотос Комарова и др.). Животный мир также многолик. Он представлен как охотничье-промысловыми (лось, изюбр, косуля, кабан, кабарга, белка, норка, выдра, колонок, соболь, горностай и др.), так и редкими

видами (амурский тигр, леопард, красный волк, уссурийский пятнистый олень и др.). В прибрежных водах Японского моря обитает около 700 видов животных и великое множество водорослей и трав. Многие из них обладают уникальными биологически активными и лечебными свойствами (морской еж,трепанг, приморский гребешок, ламинария и др.).

Природные ресурсы края весьма разнообразны и велики. Большое значение имеют возобновляемые ресурсы: лесные, рыбные, земледельческие, водные, гидроэнергетические и др. Общегосударственное, региональное и локальное значение имеют: горнохимическое и горнорудное сырье для цветной металлургии (месторождения олова, свинцово-цинковых и боросодержащих руд, вольфрама, золота, серебра, флюорита и др.). Имеются каменный и бурый уголь, торф, полевошпатовое сырье, природные сорбенты, стройматериалы, драгоценные и полудрагоценные камни и др. Кроме того, в крае выявлено более 100 источников минеральных вод, большинство из которых - холодные углекислые (в центральных районах и вдоль западной границы), реже азотно-кремнистые термальные (вдоль побережья двумя участками - на юге и северо-востоке) [5].

1.3 Население

В крае по итогам Всероссийской переписи населения в 2002 г. проживает 2071 тыс. чел. (1,42% от численности населения РФ). Доля городского населения - 78,3%. Плотность населения 12,47 чел./кв. км. Национальный состав населения (по данным микропереписи населения 1994 г.), %: русские - 86,9; украинцы - 8,2; другие национальности - 4,9.

Административных районов - 25. Городов краевого значения 11.

Население крупнейших городов (итоги Всероссийской переписи населения в 2002 г.), тыс. чел.: Владивосток - 591,8; Уссурийск- 157,8; Находка - 149,3.

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор трассы магистрального нефтепровода в соответствии с нормативными документами

Предварительный выбор трассы предусматривает нанесение на топографические карты возможных вариантов трассы и размещения объектов в необходимом масштабе; проведение необходимых технико-экономических расчетов и сравнение вариантов; разработку рекомендаций по выбору варианта трассы и вариантов размещения объектов. При инженерных изысканиях трассы магистрального трубопровода ставится задача разработки оптимального варианта трассы при соблюдении технических условий, обеспечивающих надежность работы трубопровода.

Длина трассы трубопровода должна максимально приближаться к кратчайшему расстоянию между начальной и конечной точками трубопровода (геодезической прямой) и иметь минимальное количество углов поворота. Не допускается удлинение трассы относительно локальных геодезических прямых более 810 % (кроме горной местности). Каждый поворот трассы в плане должен быть обоснован.

Трасса прокладывается, избегая, где это возможно, сложных переходов через крупные водные препятствия, пересечений инженерных сооружений, сноса строений, вырубки ценных древесных пород. Обходу при проложении трассы трубопровода подлежат аэродромы, промышленные предприятия, населенные пункты, разработки полезных ископаемых, железнодорожные станции, морские и речные порты и пристани, труднопроходимые болота. Не допускается прокладка магистрального трубопровода в железнодорожных и автомобильных тоннелях, в тоннелях или в одной траншее с электрическими или телефонными кабелями и трубопроводами иного назначения, а также по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий.

При выборе трассы трубопровода учитывается перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных предприятий и проектируемого трубопровода на ближайшие 25 лет. Вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий трассу намечают на отметках ниже отметок населенного пункта или промышленного предприятия. На отметках выше отметок населенного пункта выдерживается 1000 м при диаметре более 700 мм, чтобы избежать строительства охранных сооружений (отводные канавы, амбары для нефти) на случай аварийного разлива нефти. В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом трубопровод прокладывают по попутным водоразделам, что резко снижает количество косогорных участков, требующих устройства специальных «полок» и отрицательно влияющих на надежность эксплуатации трубопровода. Оползневые участки большой протяженности трасса обходит выше оползневого склона.

При прокладке трубопровода в пределах подрабатываемой территории трасса увязана с планами производства горных работ и проходила преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также по территориям, подработка которых намечается на будущее. Пересечение шахтных полей трубопроводом предусматривается преимущественно перпендикулярно к простиранию пластов [6].

Размещение промышленных площадок для строительства КС, НПС, и других объектов производится с соблюдением основ земельного законодательства России, законодательных актов по охране природы и улучшению использования природных ресурсов, норм и правил строительного проектирования с учетом перспективного развития генерального плана города (поселка) и схемой районной планировки. При размещении площадок исходят из условий максимального снижения стоимости строительства, приближая их к путям снабжения, источникам водо - электроснабжения и культурно - бытовым объектам.

Площадки под промышленные объекты не размещаются на участках залегания полезных ископаемых, подрабатываемых территориях, а также на закарстованных, оползневых или затопляемых участках. Рельеф промышленных площадок - относительно равнинный, незначительно пересеченный. Площадки под НПС нефтепровода располагаются ниже отметок населенных пунктов и других объектов. При выборе трасс инженерных коммуникаций к площадкам КС, НПС и других объектов необходимо учитывать ряд требований [7].

1. пересечение железными и автомобильными дорогами, каналами и реками, городскими газопроводами, теплосетями, водоводами и крупными канализационными коллекторами следует производить по возможности под прямым углом;

2. Запрещается прокладывать трассы водовода по территории свалок, кладбищ и скотомогильников;

3. При наличии на глубине укладки трубы водонепроницаемых грунтов, а также водонасыщенных фильтрующих грунтов с движением грунтового водного потока от трассы в сторону свалок, кладбищ и скотомогильников расстояние между трассой и их границей должно быть не менее 10 м, а при движении грунтового водного потока от указанных мест в сторону трассы водовода - не менее 30 м.

При трассировании водовода необходимо выдерживать следующие расстояния:

1. До оси железнодорожного пути 4 м, но не менее чем на глубину траншеи от подошвы насыпи или бровки выемки;

2. До бордюрного камня автодорог 1,5 м или 1 м от бровки кювета или подошвы насыпи;

3. До линии застройки зданий 5 м;

При параллельной прокладке водовода хозяйственно-питьевого назначения диаметром 200 мм на одном уровне с канализацией расстояние между ними (должно быть не менее 1,5 при диаметре водовода 200 мм и 3,0 м при диаметре водовода более 200 мм.

При параллельной прокладке водовода хозяйственно-питьевого назначения ниже канализации на 0,5 м и более между ними (в свету) должно быть не менее 5 м. Минимальные уклоны всех систем канализации приняты в зависимости от допустимых минимальных скоростей движения сточных вод. Так, для труб диаметром 150 мм наименьший уклон равен 0,008, для труб диаметром 200 мм он составляет 0,05 [8].

При трассировании канализации выдерживаются следующие расстояния:

1. До оси железнодорожного пути 4 м, но не менее чем на глубину траншеи, считая от подошвы насыпи или бровки выемки;

2. До бордюрного камня автодорог 1,5 м или 1 м до бровки кювета или подошвы насыпи;

3. До оси трамвайного пути 1,5 м;

4. До обрезов фундаментов зданий и сооружений 3 м для самотечных канализаций и 5 м для напорных канализаций, до мачт и столбов наружного освещения, контактной сети и сети связи 3 м;

5. До обреза фундаментов опор высоковольтной воздушной линии электропередачи 5 м;

6. До стволов деревьев 1,5 м;

7. До электрокабелей силовых 0,5 и связи 1 м;

8. До теплопроводов 1 м;

9. До водоводных линий: при прокладке на одном уровне и диаметре водоводов до 200 мм - 1,5; при диаметре водовода 200 мм и более - 3 м. Линии связи прокладываются вдоль трубопроводов или по самостоятельному направлению. Кабельные линии прокладывают параллельно трубопроводу на расстоянии 8 м от его оси при диаметре трубопровода до 500 мм и 9 м при диаметре свыше 500 мм. Воздушные линии прокладывают параллельно трубопроводу на расстоянии 4 м от его оси независимо от его диаметра [8].

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Требования к переходам через естественные и искусственные препятствия

Некоторые участки трассы магистрального нефтепровода пересекают искусственные или естественные препятствия. При этом инженерные изыскания, проектирование, организация и производство строительных работ отличаются определенной спецификой. К естественным препятствиям относятся реки, проливы, озера, болота, овраги, балки и т. п., к искусственным- -водохранилища, каналы, арыки, железные, шоссейные дороги и т. п. Трасса также может пересекать различные линейные сооружения (трубопроводы, коллекторы, силовые кабели, линии электропередачи и т. п.). Переход через препятствие повышает строительную стоимость трубопровода, усложняет производство строительных работ и его эксплуатацию. Поэтому всякий переход должен быть предусмотрен только после тщательного обследования и сопоставления всех вариантов трассы.

При невозможности или нецелесообразности обхода препятствия переход следует выбирать на таком участке, в пределах которого осуществление его является наиболее оптимальным с точки зрения надежности эксплуатации, стоимости и условий производства строительных работ.

Особое значение для выбора направления трассы нефтепровода имеют переходы через крупные и средние водные препятствия, осуществляемые, как правило, укладкой нефтепровода ниже поверхности воды. К подводным следует относить и нефтепроводы, прокладываемые в болотах, сложенных слабонесущими грунтами.

Подводные переходы - наиболее ответственные, трудоемкие и дорогостоящие сооружения линейной части магистрального нефтепроводов.

Трудоемкость строительства 1км трубопровода на подводных переходах в зависимости от ширины водной преграды в 912 раз, а стоимость в 2,53,0 раза выше чем на сухопутных участках. К крупным водным переходам относятся реки с шириной зеркала воды в межень 75 м и более или в паводок свыше 500 м, к средним - с шириной зеркала воды в межень от 20 до 75 м или в паводок от 250 до 500 м, к малым - с шириной зеркала воды в межень менее 20 м и в паводок менее 250 м.

Выбор участков переходов осуществлялось на основе имеющихся картографических материалов, результатов предыдущих изысканий смежных створов, а также лоцманских карт и данных организаций судоходства и сплава. При выборе мест перехода через водные преграды руководствовались СНиП 2-45-75:

1. Створы переходов через реки выбираются на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ перехода предусматривается перпендикулярным к динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Не допускается выбор створов на перекатах;

2. Переходы нефтепровода через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже (по течению) мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб. При соответствующих технико-экономических расчетах переходы располагаются через реки и каналы выше по течению реки от указанных объектов, но при этом разрабатываются специальные мероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.

Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепровода до мостов, пристаней и других подобных сооружений принимают по СНиП 24575, как для подземной прокладки трубопроводов.

При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами назначаются исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также условий производства работ по устройству подводных траншей и укладке нефтепровода. Минимальные расстояния между трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, принимаются такими же, как для линейной части. При ширине водных преград или меженном горизонте 250 м и более в местах пересечения водных преград нефтепроводом предусматривают прокладку резервной нитки.

При выборе водных переходов предусматривается монтажная площадка, расположенная как можно ближе к переходу с тем, чтобы трубы монтировались в створе перехода. Монтажная площадка должна иметь достаточную площадь для размещения технологических и хозяйственных сооружений, а также спокойный рельеф, обеспечивающий минимальный объем планировочных работ. Кроме того, площадка должна иметь уклон в сторону реки для быстрого удаления воды из трубопровода после его гидравлического испытания. Не допускается расположение подводного перехода на участке реки с оползневым характером берегов, а также с неустойчивыми берегами, подвергающимися интенсивному подмыву речным потоком. Избегать заболоченные или очень крутые обрывистые берега. В некоторых случаях, когда по характеру режима реки, строению берегов и русла технически более выгодно осуществить воздушный переход (балочный, висячий, арочный), от подводного перехода следует отказать. В этом случае выбор перехода осуществляется по техническим условиям мостовых переходов линейных сооружений [25].

При выборе переходов через крупные водотоки:

1.производят рекогносцировку возможных вариантов мест переходов, выбранных по картографическому материалу средних и крупных масштабов;

2.Пересечение болот и обводненных участков, когда обход их не является целесообразным, производится в наиболее узкой и по возможности проходимой части. При пересечении болот, трасса не должна иметь углов поворота. Выбор того или иного вида перехода через болото должен быть обоснован сравнением экономических показателей, определяемых по расчету на основании материалов изысканий. Пересечение оврагов выбирается на участках с устойчивыми склонами, не имеющими внешних признаков разрушения и оползневых явлений. Балки широкие с пологими склонами пересекаются в нижней или средней части с задернованными или заросшими склонами под углом не менее 60°.

При пересечении трассы нефтепровода железнодорожных путей и дорог основываются следующими требованиями [3].

- переходы должны быть выбраны на равнинной местности или на участке невысокой насыпи;

- пересечение дороги в выемке допускается только в случаях, когда обход участка вызывает значительное удлинение трассы;

- пересечение дороги производилось на прямолинейном ее участке, за пределами станций и остановочных пунктов. Угол пересечения нефтепровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°, но не менее 60°.

3.2 Инженерная защита нефтепровода от опасных геологических процессов

Целью данного раздела проекта является определение принципиальных инженерных решений по защите нефтепровода от опасных геологических процессов, а также определение основных технико-экономических показателей защитных сооружений на данном участке трассы. Исследуемый участок трассы нефтепровода характеризуется наличием опасных геологических процессов в условиях сейсмических воздействий (8 баллов), поэтому разработка проектной документации требует тщательного изучения естественно - исторических условий, динамики процессов, которые происходят в естественном грунтовом массиве, с прогнозом наиболее вероятных после строительства нефтепровода процессов. Так как основным методом прокладки принят подземный способ строительства, поэтому, особое внимание необходимо уделить инженерным мероприятиям по предотвращению негативных геологических, гидрологических, сейсмических и других воздействий на трассу нефтепровода.

В проекте предусматриваются следующие основные технические решения, обеспечивающие защиту нефтепровода от опасных геологических процессов, на данном участке.

При прокладке трубопровода на косогорах с поперечным уклоном более 8 градусов на предусмотренных проектом срезках (полках) проводятся мероприятия по закреплению склонов, откосов, валика обратной засыпки траншеи нефтепровода и мероприятия, обеспечивающие проезд строительной колонны на данных участках, с организацией системы водоотведения, перепусков и водовыпусков.

Для устранения основной причины наледеобразования (снятие повышенного гидростатического давления) и защиты трассы нефтепровода предусматриваются мероприятия по устройству «лучевого дренажа». Горизонтальный буровой дренаж устраивается в виде отдельных дрен или «лучей», сходящихся устьями в общем колодце.

Проектом предусматривается проведение мероприятий по инженерной защите нефтепровода на участках с проявлениями солифлюкции и оползней вязко-пластического типа. В качестве основного мероприятия является устройство сооружений по перехвату поверхностного стока и устройство дреносушителей на откосах и склонах. Водоотвод из дреносушителей осуществляется на рельеф с обязательным устройством водовыпусков, укрепление которых предусматривается из гибких сетчатых конструкций (типа матрацев Рено и габионов) или каменной наброской по слою «обратного» фильтра.

Защиту трассы нефтепровода от процессов термокарста предлагается производить путем отведения за пределы полосы строительства талых вод и дренирования термокарстового образования с помощью открытых водоотводных канав по естественному рельефу без дополнительного их укрепления. Наряду с устройством водоотводных канав для предотвращения размыва грунта обратной засыпки траншеи над трубопроводом на участках с наличием термокарста проектом предусматривается укрепление щебнем слоем 0,20 м. Устойчивость оползневых участков трассы нефтепровода намечается осуществить при применении комплекса противооползневых мероприятий, т.е. такой системы мероприятий, которая стабилизирует оползневой участок, обеспечивая при минимальных затратах средств необходимый запас устойчивости на заданную величину и на весь срок эксплуатации нефтепровода. В состав комплекса проектируемых противооползневых мероприятий входят удерживающие сооружения из буронабивных свай с монолитным железобетонным ростверком, а также регулирование поверхностного и подземного стока - водоотводные лотки, дренажные прорези- - осушители.

Мероприятия по борьбе с действующими оврагами в проекте предлагается проводить с учетом конкретных инженерно-геологических и климатических условий, рельефа местности, площади бассейнов и т.д. К таким мероприятиям относятся: регулирование поверхностного стока; укрепление всего приовражного участка от начала до устья оврага; укрепление дна оврага (тальвега) матрацами с заполнением каменным крупнообломочным материалом фр. 70150 мм, укрепление щебнем или каменной наброской по слою «обратного» фильтра; засев приовражной зоны травами, посадка кустарников и деревьев [3].

3.3 Эксплуатация нефтепровода

При эксплуатации линейной части нефтепровода (собственно трубопровода) загрязнение грунтов (почв), растительного покрова, поверхностных и подземных вод или атмосферы практически исключено, вследствие герметичности трубопроводной системы.

Источниками воздействия на окружающую среду при штатной эксплуатации проектируемого нефтепровода будут являться технологическое оборудование площадных объектов. Для осуществления производственного экологического контроля будут предусмотрены экологоаналитические лаборатории (на этапе разработки ТЭОпроекта) и представлена программа экологического мониторинга.

3.5 Основные технологические решения по магистральному нефтепроводу и нефтеперекачивающим станциям

Основные технологические решения [30]:

- Внутриплощадочное электроснабжение;

- Заземление и молниезащита;

- Защита нефтепровода от коррозии;

- Электроснабжение объектов линейной части;

- Назначение автоматизированных систем управления;

- Автоматизация;

- Комплекс технических средств;

- Линейная часть;

- Насосные станции;

- Система обнаружения утечек;

- Промежуточные насосные без резервуарных парков;

- Климатическая и геологическая характеристики трассы;

- Архитектурно-строительные решения;

- Пожарная безопасность объектов.

3.5.1 Внешнее электроснабжение

Объекты внешнего электроснабжения второй очереди трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан размещаются на территории Амурской области, Еврейского АО, Хабаровского и Приморского краев.

Электроснабжение предусматривается осуществлять от Бурейской и Зейской ГЭС, а так же близлежащих крупных районных подстанций на напряжении 220 кВ.

Источники электроэнергии выбраны по признаку наименьших расстояний до потребителей. Выбор источников будет корректироваться на основании возможностей генерирующих мощностей и полученных технических условий на следующих стадиях проектирования. На границах балансовой принадлежности формируется автоматическая информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Предполагается сооружение комплектных трансформаторных подстанции (КТПБ) со схемой ОРУ220 кВ «Два блока с выключателями и перемычкой со стороны линий», с установкой электрогазовых выключателей.

Для реализации электроснабжения предусматривается строительство ПС 220/10 кВ на всех проектируемых НПС, с установкой двух трансформаторов мощностью по 25 МВА на 15 НПС и мощностью по 16 МВА на 7 НПС, напряжением 220/10 кВ.

Предполагается осуществить строительство двух одноцепных ВЛ220 кВ на металлических опорах, от шин 220 кВ Бурейской ГЭС, Зейской ГЭС, а так же близлежащих ПС до ПС 220/10 кВ, общей протяженностью по 2830 км [1].

3.5.2 Внутриплощадочное электроснабжение

Основными электроприемниками на НПС являются:

1. на напряжение 10 кВ: синхронные (асинхронные) электродвигатели магистральных (от 5000 кВт до 6300 кВт), подпорных насосов мощностью (от 1250 кВт до 2000 кВт), а также электродвигатели насосов пожаротушения (мощностью 400 кВт);

2. на напряжение 0,4 кВ: асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором приводов насосов, вентиляторов, устройств размыва донных отложений и задвижек; электронагреватели, светильники внутреннего и наружного освещения, электрообогрев технологических трубопроводов, устройство катодной защиты и т.д.

Электроприемники, связанные с технологией перекачки нефти, с установками автоматического пожаротушения и котельной, относятся к I категории по надежности электроснабжения; электроснабжение их предусмотрено от двух независимых источников с автоматическим переключением на резерв.

Из числа электроприемников выделяются электроприемники особой группы, к которой относятся:

- обеспечивающие работу НПС в аварийном режиме и сохранение инфраструктуры НПС при отключении внешнего электроснабжения (секущие задвижки, системы управления, контроля, связи, пожарная и охранная сигнализация).

Остальные электропринемники относятся к II и III категории надежности электроснабжения.

В целях обеспечения рационального расхода электроэнергии, контроля за электропотреблением, а также выполнения функций оперативного управления энергохозяйством и непрерывного мониторинга параметров внутренней сети электроснабжения на всех НПС выполняется автоматическая система технического учета электроэнергии (АСТУЭ).

На всех проектируемых НПС проектом предусматривается сооружение РУ10 кВ, состоящих из ячеек типа КРУ с микропроцессорным блоком, позволяющим обеспечить высокую надежность противоаварийной автоматики и широкие возможности оперативного управления. На РУ10 кВ предусматривается система автоматической регистрации аварийных событий.

Распределительные устройства принимаются с одной системой шин, секционированной выключателем. Все присоединения к распределительному устройству выполняются через вакуумные выключатели с электромагнитным приводом, который характеризуется пожаробезопасностью и более длительным сроком службы относительно масляных и других аналогов. Оперативный ток принят постоянный - 220 В. Питание цепей постоянного тока осуществляется от аппаратов управления оперативным током (АУОТ) в комплекте с необслуживаемыми аккумуляторами. Каждый ввод обеспечивает пропуск электроэнергии в размере 100% расчетной нагрузки НПС.

Для питания аппаратов управления оперативным током (АУОТ) на вводах 10 кВ устанавливаются сухие трансформаторы собственных нужд 10/0,4 кВ мощностью 40 кВА с подключением до выключателя ввода.

Пуск магистральных насосных агрегатов предусматривается с помощью устройств плавного пуска, которые позволяют снизить величину пусковых токов электродвигателей. Устойчивая работа НПС в соответствии с регламентом (противоаварийная автоматика) обеспечивается схемами АВР, АПВ. Электроснабжение потребителей на напряжение 380/220 В.

Основное электроснабжение выполнено от двухтрансформаторных КТП с АВР на стороне низкого напряжения с третьим вводом от резервного источника.

В качестве резервных источников для электроснабжения электроприемников особой группы 1 категории предусматривается дизельная электростанция (ДЭС) мощностью 630 кВт третьей степени автоматизации с автоматическим (при исчезновении напряжения на шинах КТП) и ручным пуском. Вводные и секционные выключатели КТП и ЩСУ имеют встроенные микропроцессорные блоки защиты, контроля и управления с возможностью интеграции в систему АСТУЭ. Трансформаторные подстанции приняты комплектными, 2-х трансформаторными, с сухими трансформаторами и АВР на секционном выключателе 0,4 кВ.

Для обеспечения бесперебойного электроснабжения систем автоматики, пожарной сигнализации и компьютерных сетей в соответствующих зданиях устанавливаются источники бесперебойного питания. Электрические сети выполняются кабелями с медными жилами. В целях снижения уязвимости для механических повреждений и затрат на эксплуатацию кабели, в основном, прокладываются открыто по эстакадам и строительным конструкциям. Электрические сети защищены от сверхтоков. Защита в сетях 0,4 кВ осуществляется комбинированными полупроводниковыми, электромагнитными и тепловыми расцепителями автоматических выключателей и тепловыми реле магнитных пускателей.

Распределение электроэнергии непосредственно к потребителям осуществляется со щитов станций управления (ЩСУ), КТП, пунктов распределительных. Для защиты и управления силовыми токоприёмниками щиты станций управления комплектуются заводскими блоками управления с автоматическими выключателями и магнитными пускателями. Все силовое электрооборудование выбрано с учетом сейсмичности в районе установки.

3.5.3 Заземление и молниезащита

Система заземления предусматривается [21]:

а) ITв сетях 10 кВ;

б) в сетях 0,4 кВ:

- в питающих сетях система TNCS;

- в распределительных сетях система TNS.

С целью защиты персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции, защиты от статического электричества и опасных воздействий молнии предусматривается заземляющее устройство, состоящее из магистралей заземления, защитных проводников, к которому присоединяются глухозаземленные силовые трансформаторы.

Во всех сооружениях выполняется система уравнивания потенциалов на вводах с помощью главной заземляющей шины. Молниезащита зданий и сооружений нефтеперекачивающих станций и нефтебаз выполняется в соответствии [22]. Защита от прямых ударов молнии выполняется отдельно стоящими стержневыми молниеотводами, совмещенными с прожекторными мачтами. В зону защиты стрежневых молниеотводов входят резервуары, дыхательные клапаны емкостей и зоны вокруг устройств вытяжной вентиляции из помещений со взрывоопасными зонами. Для защиты от вторичных воздействий молнии в цепях 0,4 кВ устанавливаются устройства защиты от импульсных перенапряжений (УЗИП).

3.5.5 Электроснабжение объектов линейной части

К потребителям электроэнергии, расположенным на линейной части проектируемого нефтепровода относятся:

-узлы пуска, приема и пропуска средств очистки и диагностики;

-станции катодной защиты;

-линейные и береговые узлы запорной арматуры;

-ЛЭС; РРС.

По классификации линейные узлы пуска, приема и пропуска СОД, линейные узлы запорной арматуры, СКЗ, ЛЭС относятся к потребителям не ниже второй категории надежности электроснабжения, береговые узлы запорной арматуры, РРС - первой категории надежности электроснабжения. Для обеспечения заданной категории надежности электроснабжение линейных потребителей предполагается осуществить от собственной вдольтрассовой ВЛ 10 кВ с двухсторонним питанием.

Источниками электроснабжения для ВЛ 10 кВ по всей трассе являются ЗРУ10 кВ насосных станций нефтепровода, также используются местные источники электроснабжения для подпитки вдольтрассовой ВЛ в местах на участках между НПС длиной более 100 км и на пересечениях трубопровода с крупными реками.

Заземление опор выполняется при помощи горизонтальных заземлителей из стали диаметром 10 мм и вертикальных электродов из стали диаметром 16 мм. Система заземления в сетях 10 кВ - IT. Для возможности проведения аварийно-восстановительного ремонта на всех отпайках к задвижкам и УКЗВ устанавливаются разъединительные пункты. Для обеспечения нормативного уровня надежности электроснабжения, а также быстрого обнаружения и локализации мест повреждения, в местах отпайки к блок - боксу ПКУ с трансформатором устанавливаются автоматические пункты секционирования, дистанционно управляемые по каналам телеуправления.

Электроснабжение проектируемых линейных задвижек и узлов приема и пуска средств очистки и диагностики осуществляется через трансформатор напряжением 10/0,4 кВ, который устанавливается в общем проектируемом блок - боксе с распределительным пунктом и устройствами контроля и управления. Размер общего блок - бокса 3x6 м.

В соответствии с «Регламентом технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды» выполняется охранное периметральное освещение береговых и линейных задвижек. Электрические

сети от блок -бокса до электроприемников выполняются бронированными кабелями с медными жилами, которые прокладываются в земле , траншеях [24].

Для защиты персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции, от статического электричества и опасных воздействий молнии предусматривается комплексное заземляющее устройство. Система заземления в сетях 380/220 В по ГОСТ Р 50571.294 (МЭК 364393); TNCS в питающих сетях, TNS в распределительных сетях. Защита от прямых ударов молнии на узлах пуска и приема СОД выполняется отдельностоящими молниеотводами, совмещенными с прожекторными мачтами. Освещение территории узлов пуска и приема СОД осуществляется прожекторами с управлением из ПКУ.

3.5.6 Назначение автоматизированных систем управления

Проектируемая вторая очередь трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» оснащается программно-аппаратными средствами автоматизации и телемеханизации и образует единую систему управления (ЕСУ) магистральным нефтепроводом от НПС «Сковородино» до СМНП «Козьмино».

ЕСУ создается с целью:

- обеспечения контроля и управления технологическими объектами трубопроводной системы ВСТО2;

- выполнения плановых заданий в заданных объемах и при заданном качестве с минимизированными отклонениями от установленных значений;

- обеспечения оптимальных режимов транспорта нефти, минимизации расхода электроэнергии и повышения эффективности работы;

- автоматического обнаружения и локализации утечек нефти;

- предотвращения аварий оборудования;

- осуществления диагностики состояния оборудования и нефтепровода;

- автоматизированного учета материальных и энергетических ресурсов и ведения баланса поступления и сдачи нефти;

- осуществления анализа работы нефтепровода;

- снижения трудозатрат и улучшение социально-экономических условий работы трудящихся;

- контроля за состоянием окружающей среды и мероприятий по ее защите.

ЕСУ обеспечивает:

- дистанционное централизованное управление и контроль за всеми технологическими объектами нефтепровода Сковородино - Козьмино из единого пункта управления - территориального диспетчерского пункта (ТДП) в г. Хабаровск;

- автоматизированное поддержание заданного режима работы;

- автоматизацию операций на технологических объектах нефтепровода;

- автоматизированную обработку информации для осуществления учетных операций и анализа работы нефтепровода;

- противоаварийные защиты по специальным техническим требованиям для магистрального нефтепровода ВСЮ;

- передачу информации в РНУ;

- взаимодействие с ЦДП (центральным диспетчерским пунктом) компании ОАО «АК «Транснефть», ТДП ООО «Востокнефтепровод» и МДП 000 «Спецморнефтепорт «Козьмино».

3.5.7 Автоматизация

Объемы и средства автоматизации принимаются с учетом обеспечения работы, контроля состояния оборудования и предотвращения аварий в процессе перекачки нефти без присутствия постоянного обслуживающего персонала непосредственно у оборудования и под контролем оперативного персонала диспетчерских пунктов (операторных, МДП, ТДП).

Характеристики оборудования системы автоматизации обеспечивают штатную работу при осуществлении мониторинга его состояния дежурным персоналом объекта в МДП (операторной). Объемы, функции автоматизации, телемеханизации, противоаварийных защит и требования к техническим средствам принимаются в соответствии с действующей федеральной нормативной базой, нормативными и регламентирующими документами ОАО «АК «Транснефть».

3.5.8 Комплекс технических средств

В состав комплекса технических средств единой автоматизированной системы управления ТС ВСТО входят программные и аппаратные средства, обеспечивающие сбор, передачу и обработку информации, необходимой для выполнения функции системы. Структура комплекса технических средств ЕСУ делится на уровни управления:

- нижний - уровень датчиков и исполнительных механизмов НПС и ЛЧ;

- средний - уровень системы автоматизации НПС и телемеханизации участка нефтепровода, расположенного в зоне ответственности НПС;

- верхний уровень - программно-технический комплекс единого центра управления ТДП.

Для надежной и безотказной работы комплекс технических средств единой автоматизированной системы управления обеспечивает:

1. Резервирование каналов связи, сетевого оборудования, процессорных модулей ПЛК, серверов, автоматизированных рабочих мест;

2. Синхронизацию системного времени контроллеров по сигналам глобальной системы позиционирования и передачу данных с меткой времени, присвоенной переменной в момент возникновения события;

3. Мониторинг (диагностику) оборудования с выдачей прогнозных состояний;

4. Применение системного, прикладного и коммуникационного программного обеспечения, поддерживающего работу приложений по резервированным каналам;

5. Бесперебойность электропитания.

3.5.9 Линейная часть

Для телемеханизации линейных узлов используются специализированные программируемые логические контроллеры (ПЛК), имеющие модульную структуру. ПЛК выполняют функции сбора, обработки, хранения и логического контроля данных от первичных средств измерения и датчиков, передачу управляющих воздействий на исполнительные механизмы, обмен информацией с ТДП по резервированным каналам связи через сеть передачи данных НПС.

Комплекс технических средств автоматизации линейной части обеспечивает контроль и управление линейными задвижками, регуляторами давления, узлами пуска и приема средств очистки и диагностики, станциями катодной защиты, автоматическими переключателями секционными.

Контроллеры устанавливаются в вандалозащищенные, сейсмоустойчивые блок - боксы с сигнализацией несанкционированного доступа и запитываются от локальных источников гарантированного питания, обеспечивающих работу оборудования вместе с датчиками не менее 12ти часов с момента исчезновения напряжения питания.

3.5.10 Насосные станции

Для автоматизации технологического оборудования НПС используются микропроцессорные системы (МПСА) со схемотехническими решениями, аналогичными системам автоматизации НПС первой очереди и объединяющие в единую систему автоматики НПС: контроллеры аварийных защит (КАЗ), обеспечивающие предаварийную остановку оборудования по регламентированным алгоритмам, автоматизированные системы обнаружения и тушения пожаров, системы измерения уровня, локальные системы автоматики вспомогательного оборудования.

3.5.11 Система обнаружения утечек

Нефтепровод оснащается комбинированной системой обнаружения утечек, базирующейся на наборе различных алгоритмов, обеспечивающих обнаружение возникновения и определение местоположения утечки на основе анализа волн давления, распределения давлений вдоль трубопровода, метода объемного баланса, метода связи давления в трубопроводе с расходом по трубопроводу в нестационарном режиме (СНиП 2.05.0685*: Конструктивные требования к трубопроводам).

СОУ нефтепровода «Сковородино - Козьмино» обеспечивает:

точность обнаружения места возникновения утечки не более 400 метров для утечек объемом не менее 0,4% от полной производительности нефтепровода;

передачу сообщения об утечке на АРМ СОУ не позднее, чем через 2 минуты с момента возникновения утечки.

Для контроля утечек на подводных переходах, выполненных методом тонеллирования, пространство между рабочим трубопроводом и стальным кожухом заполняется инертным газом под давлением 0,3 - 0,8 МПа, а в межтрубном пространстве устанавливается датчик давления газа, подключаемый к линейному контролируемому пункту телемеханики. При повышении давления в кожухе датчик обеспечивает сигнализацию утечки.

3.5.12 Генеральный план

Размещение зданий и сооружений насосных проводилось в соответствии со СНиП 2,11.0393 [7], РД 91.020.00КТН33506 и другими действующими нормативными документами.

Подъездные дороги к насосным станциям выполняются с твердым покрытием. При этом предусмотрено максимально возможное использование существующих транспортных сетей государственного и местного значения.

На площадках нефтеперекачивающих насосных с резервуарной емкостью, расположенных на нефтепроводе будет проведено строительство следующих основных сооружений:

1. резервуарного парка из наземных металлических резервуаров с плавающими крышами;

2. основной и подпорной насосных;

3. операторной;

4. комплекса сооружений административно-хозяйственного назначения;

5. комплекса сооружений ЛЭС;

6. узлов водопроводных, противопожарных и канализационных сооружений;

7. открытой и закрытой электроподстанции.

Выполненные компоновки генеральных планов и расположение по высотным отметкам проектируемых зданий и сооружений, должны обеспечить безопасную эксплуатацию насосной. За основу приняты технологические схемы, необходимые противопожарные разрывы, зоны пожаро и взрывоопасности, размещение коридоров для прокладки сетей с учетом транспортных связей и условий строительства и ремонта.

Территория НПС организована с учетом функционального назначения зданий и сооружений и разбивается на блоки:

1. производственный блок;

2. резервуарный парк;

3. административно-хозяйственный блок;

4. блок очистных сооружений.

Сооружения зоны резервуарного парка размещаются на более высоких отметках по отношению к сооружениям производственной зоны (основные технологические установки). Особенно важно расположение подпорных или наливных насосных агрегатов в пониженных, по отношению к резервуарному парку, местах для обеспечения необходимого подпора на входе насосов.

Сооружения административно-хозяйственной зоны, особенно производства с открытым огнем, такие как мастерские, не следует, по возможности, располагать по отношению к другим производственным зданиям и сооружениям с наветренной стороны для ветров преобладающего направления. Внутриплощадочные автодороги и проезды предусматриваются с твердым покрытием. Автодороги вокруг резервуарного парка и в технологической зоне запроектированы на 0,3+1,5 м выше планировочного рельефа и служат дополнительным ограждающим валом от перелива нефти через обвалование резервуаров и случайных разливов нефти.

При проектировании организации рельефа принята система сплошной вертикальной планировки, с выполнением планировочных работ по всей территории. Вертикальные отметки зданий, сооружений и автодорог, а также планировка рельефа приняты с учетом существующего рельефа, из условий нормального водоотвода. Минимальный уклон поверхности площадки НПС принимается 0,003. Здания и сооружения технологической зоны расположены на более низких отметках по отношению к зданиям и сооружениям других зон. Выполненная компоновка генерального плана и расположение по высотным отметкам проектируемых зданий и сооружений обеспечивают безопасную эксплуатацию насосной.

Водоотвод осуществляется через дождеприемники, размещенные в каре резервуарного парка, на технологических площадках и лотках проезжей части автодорог в проектируемую закрытую систему производственно-дождевой канализации с последующей подачей на очистные сооружения. Отвод поверхностных вод, не подверженных контакту с производственными загрязнениями, осуществляется по спланированному рельефу со сбросом в пониженные места за пределы территории площадки. Перепуск поверхностных вод под полотном автодорог предусматривается сборными железобетонными трубами диаметром 0,5 м.

Инженерные коммуникации в основном укладываются подземно, а кабельные разводки и теплотрассы надземно. Прокладка осуществляется в обочинах автодорог, по свободной от застройки территории и по кратчайшим расстояниям от поставщиков к потребителям.

Для повышения надежности охраны территории НПС предусмотрено ограждение из сетки. При этом вдоль ограждения с внутренней и внешней стороны предусмотрены запретная зона и полоса отчуждения (шириной по 5м), спланированные и свободные от строительных конструкций и огражденные сеткой рабица с внутренней и колючей проволокой с внешней.

Благоустройство проектируемой площадки предусмотреть устройством пешеходных дорожек из бетонных плит 0.5x0.5x0.07 м на цементнопесчаном основании 0,1 м, устройством травяных газонов.

3.5.13 Промежуточные насосные без резервуарных парков

Подъездные дороги к насосным станциям выполняются с твердым покрытием. При этом предусмотрено максимально возможное использование существующих транспортных сетей государственного и местного значения.

На площадке нефтеперекачивающей станции с учетом полного развития намечается построить:

1. магистральную насосную со вспомогательными сооружениями;

2. технологические площадки;

3. комплекс сооружений административно-хозяйственного назначения;

4. операторную, ЗРУ, КТП;

5. комплекс сооружений ЛЭС;

6. узлы энергетических, водопроводных, противопожарных и канализационных сооружений.

Архитектурно-планировочные решения по размещению и компоновке проектируемых объектов приняты в соответствии с технологической схемой, из условий обеспечения безопасной эксплуатации станции, размещения коридоров для прокладки сетей, с учетом транспортных связей, строительства и ремонта.

Расстояния между зданиями и сооружениями приняты в соответствии с СНиП 2.11.0393, РД 15339.4-113-01 и действующими нормативными документами.

Территория НПС разбивается на две зоны:

1. производственный блок;

2. административно-хозяйственный блок.

Сооружения административно- хозяйственной зоны, особенно производства с открытым огнем, такие как мастерские, не следует, по возможности, располагать по отношению к другим производственным зданиям и сооружениям с наветренной стороны для ветров преобладающего направления. В высотном отношении они располагаются на более высоких отметках.

При проектировании организации рельефа принята система сплошной вертикальной планировки, с выполнением планировочных работ по всей территории. Вертикальные отметки зданий, сооружений и автодорог, а также планировка рельефа приняты с учетом существующего рельефа, из условий нормального водоотвода. Минимальный уклон площадки НПС принят 0,003.

Выполненная компоновка генерального плана и расположение по высотным отметкам проектируемых зданий и сооружений обеспечивают безопасную эксплуатацию насосной.

Генеральный план предусматривает устройство внутриплощадочных проездов, обеспечивающих возможность подъезда грузоподъемной техники ко всем узлам технологического оборудования. Внутриплощадочные автодороги и проезды предусматриваются с твердым покрытием.

Автодороги в технологической зоне запроектированы выше планировочного рельефа на 0,3 - 1,0 м, они служат дополнительным ограждающим валом от случайных разливов нефти.

Инженерные коммуникации на территории НПС в основном укладываются подземно, а кабельные разводки и теплотрассы надземно - по эстакадам. Прокладка осуществляется в обочинах автодорог, по свободной от застройки территории и по кратчайшим расстояниям от поставщиков к потребителям.

Отвод поверхностных вод, не подверженных контакту с производственными загрязнениями, осуществляется по спланированному рельефу со сбросом в пониженные места за пределы территории площадки. Перепуск поверхностных вод под полотном автодорог предусматривается сборными железобетонными трубами диаметром 0,5м.

Для повышения надежности охраны НПС в проекте предусматривается основное ограждение из металлической сетки, закрепленной на железобетонных столбах высотой 2,5м. Предусмотрено устройство полосы отчуждения шириной 5м в соответствии с типовыми решениями по проектированию НПС. Полоса отчуждения ограждается забором из колючей проволоки, или армированной скрученной колючей ленты (АСКЛ) высотой 1,5м. Благоустройство проектируемой площадки предусмотреть устройством пешеходных дорожек из бетонных плит 0,5x0,5x0,06м на цементнопесчаном основании 0,1м, устройством травяных газонов.

3.5.14 Климатическая и геологическая характеристики трассы

Приморский край.

Трасса нефтепровода, проходящая по Приморскому краю, находится в умеренно-холодном районе по ГОСТ 1635080 [32], картам ОСР97В.

Климатические характеристики приняты по СНиП 2.01.0785* [33], СНиП 2.01.0182 [34], СНиП 11781* [35].

Нормативное давление ветра по IIIIV району 3848 кг/м2

Нормативный вес снегового покрова по II III району 120180 кг/м2

Нормативная толщина стенки гололеда по IIIIV району 1015 мм

Температурные воздействия:

- абсолютная минимальная температура минус 50°С;

- абсолютная максимальная температура плюс 41 °С;

- температура наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 минус 2031 °С;

- сейсмичность - 6-7 баллов.

Грунты в основном отложения, представленные глыбовощебнистым и дресвяным материалом с песчаным и местами супесчаным заполнителем. Встречаются районы с широким распространением многолетней мерзлоты, наледей, пучения грунтов, термокарста и др.

3.5.15 Архитектурно-строительные решения

На территории НПС располагаются здания, предназначенные для административно-бытовых и хозяйственных служб станции (административное здание с бытовыми, караульными помещениями и проходной, ремонтно-механические мастерские) и укрытия для технологического оборудования, требующего поддержания климатических характеристик (укрытие магистральных насосных агрегатов; укрытия для оборудования водопровода, канализации, пожаротушения, закрытые стоянки техники, пожарный пост, электропомещения).

Здания - одно- и двухэтажные, укрытия в основном одноэтажные - каркасные из легких металлических конструкций или местных материалов. Небольшие укрытия могут быть из отдельно стоящих или сблокированных блок - боксов заводского изготовления. Применение ЛМК и блок - боксов связано с отдаленностью района строительства и трудностью доставки грузов на площадку, а также повышенной сейсмичностью района.

Фундаменты, в связи с распространением скальных грунтов, предлагаются мелко заглубленные столбчатые с железобетонным ростверком. При наличии многолетнемерзлых, просадочных и слабых грунтов - свайные, из буроопускных и забивных сборных висячих свай с монолитными железобетонными ростверками. При наличии высокой коррозионной активности грунтов, мелко заглубленные фундаменты покрываются оклеенной гидроизоляцией, а сваи - эпоксидными составами. Здания и укрытия и их фундаменты рассчитаны на сейсмическое воздействие. В помещениях категории А, в качестве легко сбрасываемых конструкций используются окна и кровля.

Полы бетонные, керамическая плитка, в помещениях с пребыванием людей -линолеум на теплой основе, во взрывопожароопасных помещениях - безыскровые. Все здания НПС решаются в едином архитектурном стиле и имеют единую цветовую гамму. Площадь бытовых административных помещений и помещений здравоохранения рассчитывается по действующим нормативам и согласно заданию и штатному расписанию с учетом типовых технических решений.

Для минимизации воздействия производственных процессов на здоровье людей будут использованы экологические чистые материалы, как для внутренней отделки помещений, так и для внешней отделки зданий, выполнены мероприятия по защите от шума и вибрации, предусмотрены меры по защите от электромагнитных волн, выполнены санитарно-гигиенические условия. Предусмотрена защита персонала от опасных природных и техногенных процессов.

На НПС расположены стальные вертикальные резервуары емкостью от 400 до 5000м3, предназначенные для хранения сырой нефти, технологических целей и целей пожаротушения.

Резервуары приняты полистовой и рулонной сборки (для малых емкостей). Основание под резервуары - грунтово-песчаное с гидроизолирующим слоем и кольцевым железобетонным монолитным фундаментом под стенку или без него (при объеме резервуара менее 5000 м3). Для предупреждения загрязнения грунта от случайного попадания нефти и нефтепродуктов и при авариях предусмотрен защитный экран из полиэтиленовой пленки высокого давления под днищем нефтяных резервуаров и под всю площадь каре.

При наличии многолетнемерзлых, просадочных и слабых грунтов, фундаменты под резервуары - свайные с монолитным железобетонным ростверком под все днище резервуара. Фундаменты под остальные сооружения и технические установки - монолитные железобетонные и сборные бетонные и железобетонные плиты и блоки. Под подпорные насосы устраивается монолитный железобетонный фундамент стаканного типа с незаполненной внутренней полостью. Подземные емкости в скальных и глинистых грунтах приняты с пригрузами против всплытия.

Вокруг технологических установок, где возможны разливы нефти, устраиваются бетонные площадки с ограждающим бортиком. Эти площадки имеют приямок для сбора нефти и нефтесодержащих стоков.

Кабельная эстакада состоит из металлических стоек, выполненных из труб и балок коробчатого сечения из швеллеров. Для защиты кабелей от атмосферных осадков эстакада закрывается крышей из оцинкованного профлиста. Стойки кабельной эстакады устанавливаются на свайные фундаменты.

Все сооружения НПС, кроме тех, чье разрушение не связано с гибелью людей и порчей ценного оборудования, рассчитаны на сейсмическое воздействие.

3.5.16 Линейные сооружения

Узлы линейных задвижек расположены в продуваемой ограде из стальной сетки по металлическим столбам. Фундаменты под задвижки - сборные железобетонные плиты. Приборы автоматики и телемеханики устанавливаются в металлических колодцах заводского изготовления.

Узлы приема и пуска скребка имеют монолитные железобетонные фундаменты под камеру и сборные железобетонные фундаменты из плит под задвижки. Для предотвращения «выползания» в месте выхода трубопровода из грунта предусмотрены стабилизирующие устройства.

Закрепление опор ВЛ в обычных грунтах предусмотрено в сверленые котлованы, на скальных неразборных грунтах - в поверхностные утяжеленные фундаменты, а в слабых грунтах - в стальные забивные сваи из труб. Пункты размещения аварийных бригад и наблюдения представляют собой жилой дом усадебного типа с необходимыми надворными постройками и площадками для складирования труб и другого технологического оборудования. ВПП предназначены для посадки вертолетов МИ-6 и МИ-8 и представляют собой площадки из аэродромных плит ПАГ 14.

На многолетнемерзлых грунтах, в районе карста и тектонических разломов принята надземная прокладка трубопроводов. Надземная прокладка принята с П и Z образными компенсаторами, на П-образных опорах из стальных труб с антифрикционной парой фторопласт по нержавеющей стали с коэффициентом трения 0,1 позволяет снизить горизонтальные нагрузки на опоры.

3.5.17 Пожарная безопасность объектов

Технические решения по обеспечению пожарной безопасности объектов нефтеперекачивающих станций (НПС) в проекте «Вторая очередь трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО).

На НПС предусматриваются следующие системы пожаротушения:

- для магистральных насосных НПС, узлов учета количества нефти - автоматические системы тушения пожаров высокократной пеной;

- для резервуаров хранения нефти - автоматические системы подслойного пожаротушения, автоматические системы водяного охлаждения;

- для открытых технологических площадок - автоматические системы тушения пожаров низкократной пеной;

- для нефтеналивных причалов - автоматические системы тушения пожаров низкократной пеной, автоматические водяные завесы.

В качестве пенообразующего средства используется фторсинтетический пленкообразующий пенообразователь типа «Мультипена», относящийся к классу биологически «мягких», не загрязняющих окружающую среду пенообразователей. Помещения кроссовых панелей операторных НПС, дизельные электростанции оборудуются автоматическими установками газового пожаротушения.

Пожаротушение каре резервуаров, наружное пожаротушение зданий предусматривается от противопожарного водопровода. Для внутреннего пожаротушения в проектируемых зданиях предусматривается установка пожарных кранов. Тип, количество и технические характеристики оборудования систем пожаротушения и противопожарного водоснабжения будут определены на стадии технико-экономического обоснования проекта.

Для обеспечения запаса воды для целей пожаротушения предусматривается использовать естественные водоисточники с установкой насосных станций или устройством артезианских скважин. Возможность использования водоисточников будет определена при проведении инженерных изысканий.

На НПС предусматриваются адресноаналоговые системы пожарной сигнализации с выводом сигнала о пожаре в помещение с круглосуточным пребыванием дежурного персонала. Для целей оповещения персонала о пожаре, на НПС предусматриваются многозонные системы оповещения и управления эвакуацией людей с использованием специальных звуковых сигналов и речевых инструкций.

В процессе эксплуатации объектов второй очереди трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСЮ). Участок НПС «Сковородино» Спецморнефтепорт «Козьмино», на нефтеперекачивающих станциях и линейной части магистрального нефтепровода будет создана система обеспечения пожарной безопасности, включающая в себя [31]:

1. назначение лиц, персонально ответственных за пожарную безопасность отдельных территорий, зданий, сооружений, технологического оборудования; за содержание в исправном состоянии систем противопожарной защиты и пожарной техники;

2. установление на объектах соответствующего противопожарного режима;

3. постоянный контроль соблюдения пожарной безопасности объектов комиссиями производственного контроля районных нефтепроводных управлений и дочерних обществ ОАО «АК «Транснефть»;

4. ежегодное проведение аттестации объектов в области пожарной безопасности;

5. проведение на постоянной основе ежеквартальных противопожарных инструктажей и ежегодных занятий по пожарнотехническому минимуму для работников ОАО «АК «Транснефть», а также для работников подрядных организаций, выполняющих работы на объектах Компании;

6. обеспечение объектов первичными средствами пожаротушения, пожарной техникой и оборудованием, огнетушащими средствами, а также средствами противопожарной пропаганды;

7. проведение ежегодных испытаний систем пожаротушения и противопожарного водоснабжения;

8. разработка планов тушения пожара для каждого технологического объекта НПС, связанного с обращением нефти, организация их ежемесячной практической отработки и ежегодной корректировки;

9. создание подразделений пожарной охраны ОАО «АК «Транснефть»;

10 создание добровольных пожарных дружин из числа работников объектов;

11. проведение ежемесячных учебно-тренировочных занятий по тушению условных пожаров с персоналом объектов;

взаимодействие с территориальными органами ГО и ЧС в части проведения ежегодных комплексных учений по тушению условных пожаров и ликвидации чрезвычайных ситуаций.

4 НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Общие положения

Инженерные изыскания необходимо выполнять в соответствии с установленным порядком проектирования, природными условиями и характером проектируемых объектов для разработки: предпроектной документации, технико-экономических обоснований и технико-экономических расчетов (ТЭР) строительства новых, расширения, реконструкции и технического перевооружения действующих предприятий, зданий и сооружений; проектов (рабочих проектов) предприятий, зданий и сооружений.

Инженерные изыскания производятся без изъятия земельных участков у землепользователей.

Организация, выполняющая инженерные изыскания, имеет право устанавливать (закладывать) геодезические пункты, осуществлять проходку горных выработок, отбирать пробы воздуха, воды, грунта. Выполнять подготовительные и сопутствующие работы (расчистка и планировка площадок, прокладка визирок, устройство временных дорог, переездов, водоводов и др.), необходимые для изысканий.

Рубка леса, необходимая для выполнения изысканий, допускается только при наличии лесорубочного билета, получаемого заказчиком в установленном порядке до начала изысканий.

Инженерно-геодезические изыскания трасс линейных сооружений должны выполняться по утвержденным в ТЭО (ТЭР) направлениям.

В состав изысканий входят:

- сбор и анализ имеющихся топографогеодезических, аэрофотосъемочных материалов, а также данных изысканий прошлых лет по направлению трассы;

- камеральное трассирование вариантов трассы и полевое обследование (рекогносцировка) намеченных вариантов;

- топографическая съемка вдоль намеченных вариантов трассы трубопроводов, а также мест индивидуального проектирования (переходы через естественные и искусственные препятствия, пересечения коммуникаций, площадки и др.);

- полевое трассирование с проложением теодолитных и тахеометрических ходов, по всей длине трассы в случае отсутствия крупномасштабных топографических планов;

- геодезическое обеспечение изысканий других видов.

При полевом обследовании надлежит уточнять намеченное положение трассы; осуществлять сбор и уточнение сведений о пересекаемых коммуникациях; в случае несоответствия содержания имеющихся планов современному состоянию ситуации и рельефа производится их обновление. Обновление планов должно осуществляться как правило, в полосе не менее ширины охранной зоны сооружения.

По трассам магистральных трубопроводов, прокладываемых в сложных условиях, выполняется съемка ситуации.

По трассам линейных сооружений при необходимости выполняются: полевое трассирование; планово-высотные привязки трасс к пунктам опорной геодезической сети; топографическая съемка полосы местности вдоль трассы (съемка текущих изменений при наличии планов); геодезическое обеспечение изысканий других видов.

Состав и объем изысканий для рабочего проектора должны приниматься с учетом указаний по составу и объему изысканий для проекта и рабочей документации.

Инженерно-геологические изыскания должны обеспечивать комплексное изучение инженерно-геологических условий района (площадки, участка, трассы) проектируемого строительства, включая рельеф, геоморфологические, сейсмические, гидрогеологические условия, геологическое строение, состав, состояние и свойства грунтов, геологические процессы и явления, изменение условий освоенных (застроенных) территорий с целью получения необходимых и достаточных материалов для обоснования проектирования объектов с учетом рационального использования и охраны геологической среды, а также данных для составления прогноза изменений инженерно-геологических условий при строительстве и эксплуатации предприятий, зданий и сооружений.

В состав инженерно-геологических изысканий входят: сбор, обработка, анализ и использование материалов изысканий прошлых лет и данных об инженерно-геологических условиях:

1. дешифрирование космоаэрофотоматериалов и аэровизуальные наблюдения;

2. маршрутные наблюдения;

3. прокладка горных выработок;

4. геофизические исследования;

5. полевые исследования грунтов;

6. гидрогеологические исследования;

7. стационарные наблюдения;

8. лабораторные исследования грунтов;

9. обследование грунтов оснований существующих зданий и сооружений;

10. камеральная обработка материалов.

Необходимость выполнения отдельных видов инженерно-геологических работ, условия их заменяемости следует устанавливать в программе изысканий в зависимости от стадийности проектирования, сложности инженерно-геологических условий, характера и класса ответственности проектируемых зданий и сооружений.

При изысканиях для проектной документации и проекта наибольшую детальность изучения геологической среды и ее отдельных элементов следует обеспечивать на типичных ("ключевых", характерных) участках, данные которых следует экстраполировать на прилегающую площадь или массив грунта. Число, местоположение ключевых участков, а также состав и объем работ устанавливаются программой изысканий.

Назначение и необходимость отдельных видов работ и исследований, условия их взаимозаменяемости и сочетания с другими видами изысканий устанавливаются в программе инженерно-экологических изысканий в зависимости от вида строительства, характера и уровня ответственности проектируемых зданий и сооружений, особенностей природно-техногенной обстановки, степени экологической изученности территории и стадии проектно-изыскательских работ.

На основании материалов, полученных при выполнении инженерногеодезических, инженерно-геологических, инженерно-гидрометеорологических и инженерно-экологических изысканий, разрабатывают проектную документацию для строительства и эксплуатации объекта.

4.2 Основные задачи инженерных изысканий магистральных трубопроводов

Инженерные изыскания для строительства - комплексный производственный процесс, который должен обеспечить строительное проектирование исходными данными о природных условиях района (участка) предполагаемого строительства.

Комплексность проведения инженерных изысканий зависит от многообразия природных факторов, влияющих на условия строительства и эксплуатации трубопроводов. К основным видам инженерных изысканий относятся инженерногеодезические, инженерно-геологические, инженерно-гидрометеорологические и геофизические.

Объектом инженерно-геодезических изысканий являются рельеф и ситуация в пределах участка строительства трассы и площадки.

В процессе проведения инженерно-геологических изысканий изучению подлежат грунты как основания для проектирования зданий и сооружений, подземные воды, физико-геологические процессы и формы их проявления.

При выполнении инженерно-гидрометеорологических изысканий изучаются поверхностные воды и климатические условия района строительства. Комплекс инженерных изысканий должен обеспечивать изучение природных условий зоны проложения трубопровода и получение материалов для разработки экономически целесообразных и технически обоснованных решений, а также данных для составления прогноза изменений окружающей природной среды под воздействием строительства и эксплуатации зданий и сооружений. Инженерные изыскания производят для линейной части магистрального трубопровода, площадок промышленного и жилищного строительства с инженерными коммуникациями к ним, а также площадки временных строительных и трубосварочных баз.

На производство изыскательских работ отделу инженерных изысканий выдается комплексное техническое задание, которое на основе задания на проектирование, полученного институтом от заказчика, разрабатывается главным инженером проекта совместно с проектными отделами института, согласовывается с руководством отдела инженерных изысканий и утверждается главным инженером института.

На трассы трубопроводов большой протяженности, прокладываемых в сложных физико-географических условиях, руководством отдела инженерных изысканий составляется программа производства инженерных изысканий в соответствии с пунктами п. 1.13 и 1.14 СНиП И-9-78 [33].

Инженерные изыскания магистральных трубопроводов и площадок промышленного и жилищного строительства производят в две стадии: для проекта; для рабочей документации (рабочих чертежей).

Для технически несложных трубопроводов инженерные изыскания могут выполняться в одну стадию для рабочей документации.

Работы по инженерным изысканиям, как для проекта, так и для рабочей документации разделяются на три периода:

1. подготовительный, в течение которого производится сбор и изучение материалов, содержащих сведения о районе проложения трассы и расположения площадок, и осуществляются необходимые организационные подготовительные мероприятия для производства полевых работ, включая, в необходимых случаях, полевое обследование сложных участков трассы трубопровода;

2. полевой, в течение которого выполняются полевые работы по инженерным изысканиям, включая производство необходимых согласований;

3. камеральный, в течение которого производят обработку данных полевых измерений.

Лабораторные работы, составление планов участков трассы, технического отчета и исполнительных смет.

На производство инженерных изысканий на территории областей (краев), городов и поселков проектно-изыскательская организация должна получить разрешение (согласно инструкции Госгеонадзора): на топографогеодезические работы, связанные с инженерными изысканиями трасс трубопроводов протяженностью до 25 км, а также съемочные работы на площади до 1 км2 - от соответствующих управлений (отделов) по делам строительства и архитектуры, городских и районных архитекторов; на топографогеодезические работы, связанные с инженерными изысканиями трасс трубопроводов протяженностью более 25 км, а также съемочные работы на площади более 1 км2 (сплошного массива) - от соответствующей территориальной инспекции Госгео - надзора.

Инженерно-геологические работы на стадии проекта и рабочей документации регистрируются в территориальных геологических фондах (ТГФ) согласно «Инструкции о порядке регистрации геологических работ в территориальных фондах и всесоюзном геологическом фонде» Министерства геологии.

Изыскания, связанные с производством буровых и горнопроходческих работ в пределах территории городов, поселков и охранных зон подземных инженерных сетей, разрешается производить только при наличии соответствующих разрешений или в присутствии представителей организаций, эксплуатирующих эти сети.

Основными материалами, по которым производятся инженерные изыскания и разрабатываются варианты трассы, служат топографические, тематические (геологические, геофизические, почвенные, климатические, гидрологические и др.) и административные карты, справочники по климатологии и гидрологии, материалы аэрофотосъемки. Поэтому первоочередными задачами в подготовительный период являются:

- сбор, изучение и анализ картографических материалов (геофизических, геологических, гидрологических, аэросъемочных) и материалов изысканий прежних лет на район работ;

- получение в соответствующих организациях плановых материалов с границами землепользовании, материалов залежей полезных ископаемых, участков перспективной застройки и других объектов, влияющих на местоположение трассы трубопровода;

- изготовление в установленном порядке копий планов землепользовании на район приложения трассы и расположения площадок;

- получение сведений о ближайших существующих и проектируемых ГЭС и других гидротехнических сооружениях (плотины, шлюзы, водохранилища), об отметках затопления и других уровнях в районе проложения трассы;

- сбор сведений о ближайших железных и автомобильных дорогах общегосударственного и республиканского значения;

- сбор сведений о существующих и проектируемых коммуникациях (трубопроводах, линиях электропередачи, линиях связи и др.) в районе проложения трассы.

Топографические карты (масштабов 1: 25000, 1: 50000 и 1: 100000 и более мелких), выписки из каталогов координат пунктов и отметок марок и реперов необходимо получить в соответствующих организациях.

На основании собранных материалов уточняется объем и состав инженерных изысканий на данном объекте, составляются программы по разделам и видам работ, сметы и график сроков выполнения работ.

4.3 Порядок выбора и согласования трасс магистральных трубопроводов и промышленных площадок

Предварительный выбор вариантов трассы или площадок размещения промышленных объектов, а также коммуникаций к ним производит проектная организация по письменному поручению заказчика. Предварительный выбор трассы предусматривает нанесение на топографические карты возможных вариантов трассы и размещения объектов в необходимом масштабе; проведение необходимых технико-экономических расчетов и сравнение вариантов; разработку рекомендаций по выбору варианта трассы и вариантов размещения объектов.

Материалы, подготовленные проектной организацией, передаются заказчику.

Заказчик возбуждает перед советом министров республики, краевым (областным) исполкомом ходатайство о согласовании места расположения объектов и выбора земельного участка и организует комиссию по выбору трассы трубопровода и площадок КС, НПС, ГРС и др.

Работа комиссии осуществляется в соответствии с «Положением о порядке возбуждения и рассмотрения ходатайств о предоставлении земельных участков».

При инженерных изысканиях трасс магистральных трубопроводов ставится задача разработки оптимального варианта трассы при соблюдении технических условий, обеспечивающих надежность работы трубопровода.

Длина трассы трубопровода должна максимально приближаться к кратчайшему расстоянию между начальной и конечной точками трубопровода (геодезической прямой) и иметь минимальное количество углов поворота. Нельзя допускать удлинение трассы относительно локальных геодезических прямых более 810 % (кроме горной местности). Каждый поворот трассы в плане должен быть обоснован.

Часто землепользователи исходя только из интересов своих хозяйств согласовывают прокладку трассы по границам полей севооборота, по землям худшего качества - болотам, оврагам и т. п. Из-за этого протяженность трассы нередко увеличивается. В подобных случаях необходимо такие согласования опротестовывать в вышестоящих инстанциях, поскольку после окончания строительства трубопровода земли путем рекультивации приводятся в состояние, пригодное для сельскохозяйственного использования.

Трассу рекомендуется прокладывать, избегая, где это возможно, сложных переходов через крупные водные препятствия, пересечений инженерных сооружений, сноса строений, вырубки ценных древесных пород.

Обязательному обходу при проложении трассы трубопровода подлежат аэродромы, промышленные предприятия, населенные пункты, разработки полезных ископаемых, железнодорожные станции, морские и речные порты и пристани, труднопроходимые болота.

Не допускается прокладка магистральных трубопроводов в железнодорожных и автомобильных тоннелях, в тоннелях или в одной траншее с электрическими или телефонными кабелями и трубопроводами иного назначения, а также по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий.

При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных предприятий и проектируемого трубопровода на ближайшие 25 лет.

При прокладке магистральных нефтепроводов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий следует, по возможности, трассу намечать на отметках ниже отметок населенного пункта или промышленного предприятия.

В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом трубопроводы следует прокладывать по попутным водоразделам, что резко снижает количество косогорных участков, требующих устройства специальных «полок» и отрицательно влияющих на надежность эксплуатации трубопровода. Менее желательна прокладка трубопроводов в горных районах в долинах рек, для которых характерно большое количество косогорных («полочных») участков.

Оползневые участки большой протяженности трасса должна обходить выше оползневого склона.

При прокладке трубопровода в пределах подрабатываемой территории трасса должна быть увязана с планами производства горных работ и проходить преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности (сведения о деформации поверхности необходимо получить у маркшейдера), а также по территориям, подработка которых намечается на будущее. Пересечение шахтных полей трубопроводами следует предусматривать преимущественно перпендикулярно к простиранию пластов.

Размещение промышленных площадок для строительства КС, НПС, ГРС и других объектов должно производиться с соблюдением основ земельного законодательства и законодательных актов по охране природы и улучшению использования природных ресурсов, норм и правил строительного проектирования с учетом перспективного развития генерального плана города (поселка) и схемой районной планировки.

При размещении площадок следует исходить из условий максимального снижения стоимости строительства, приближая их к путям снабжения, источникам водоснабжения, электроснабжения и культурно-бытовым объектам. Площадки под промышленные объекты не должны размещаться на участках залегания полезных ископаемых, подрабатываемых территориях, а также на закарстованных, оползневых или затопляемых участках.

Рельеф промышленных площадок должен быть относительно равнинным, незначительно пересеченным.

Площадки под НПС нефтепровода необходимо располагать ниже отметок населенных пунктов и других объектов.

При размещении площадок для жилищного строительства на территории городов и других населенных пунктов дополнительно к заданию на проектирование заказчик должен выдать архитектурно-планировочное задание.

При выборе трасс инженерных коммуникаций к площадкам КС, НПС, и других объектов необходимо учитывать ряд требований.

К трассе водовода предъявляют следующие требования:

- Пересечение железными и автомобильными дорогами, каналами и реками, городскими газопроводами, теплосетями, водоводами и крупными канализационными коллекторами следует производить по возможности под прямым углом;

- Запрещается прокладывать трассы водовода по территории свалок» кладбищ и скотомогильников;

- При наличии на глубине укладки трубы водонепроницаемых грунтов, а также водонасыщенных фильтрующих грунтов с движением грунтового водного потока от трассы в сторону свалок, кладбищ и скотомогильников расстояние между трассой и их границей должно быть не менее 10 м, а при движении грунтового водного потока от указанных мест в сторону трассы водовода - не менее 30 м.

При трассировании водовода необходимо выдерживать следующие расстояния:

- до оси железнодорожного пути 4 м, но не менее чем на глубину траншеи от подошвы насыпи или бровки выемки;

- до бордюрного камня автодорог 1,5 м или 1 м от бровки кювета или подошвы насыпи;

- до линии застройки зданий 5 м;

- до газопроводов низкого давления (до 0,005 МПа) 1,0 м; среднего давления (до 0,3 МПа) 1,5; высокого давления (0,30,6 МПа) 2,0 м.

При изысканиях трасс канализации место сброса, а также вид очистки и месторасположение очистных сооружений определяют при выборе площадки.

Минимальные уклоны всех систем канализации принимают в зависимости от допустимых минимальных скоростей движения сточных вод. Так, для труб диаметром 150 мм наименьший уклон равен 0,008, для труб диаметром 200 мм он составляет 0,05.

Если по условиям рельефа самотечная канализация не может быть применена, то выбирают и согласовывают площадку под станцию перекачки для напорной канализации.

Линии связи могут прокладываться вдоль трубопроводов или по самостоятельному направлению. Наиболее целесообразно прокладывать трассу линии связи в полосе отвода трубопровода. Кабельные линии прокладывают параллельно трубопроводу на расстоянии 8 м от его оси при диаметре трубопровода до 500 мм и 9 м при диаметре свыше 500 мм. Воздушные линии прокладывают параллельно трубопроводу на расстоянии 4 м от его оси независимо от его диаметра.

Необслуживаемые усилительные пункты (НУП) кабельной линии технологической связи, как правило, должны быть расположены вблизи дорог, населенных пунктов, у границ полей севооборота с целью обеспечения подъезда и подхода к ним. Нежелательно размещать НУП на болотистых и заливаемых местах.

При радиорелейной связи трасса радиорелейной линии должна выбираться с учетом удобств обслуживания и быстрого устранения повреждений на радиорелейных станциях (РРС) средствами аварийно-профилактической службы и, как правило, должна привязываться к дорогам.

4.5 Инженерно-геологические изыскания

Инженерно-геологическая рекогносцировка генерального направления трассы трубопровода производится для получения фактического материала, характеризующего основные особенности инженерно-геологических условий строительства и эксплуатации трубопровода.

Инженерно-геологическую рекогносцировку выполняют с целью: оценки качества и уточнения собранных материалов, характеризующих инженерно-геологические условия района проложения трассы трубопровода; обоснования возможности ведения строительства трубопровода в конкретных природных условиях; технико-экономического сравнения вариантов трассы проектируемого трубопровода; получения данных, необходимых для предварительной оценки возможного естественного развития физико-геологических процессов и измерений геологической среды под воздействием строительства и эксплуатации трубопровода.

Рекогносцировка производится в три периода - подготовительный, полевой и камеральный.

В задачу подготовительного периода входят составление программы проведения рекогносцировки и выполнение ряда организационно-технических мероприятий, обеспечивающих ее производство в заданные сроки и методами, предусмотренными программой.

Последовательность проведения работ в подготовительный период следующая: получение задания на рекогносцировку и изучение намеченных вариантов трассы на листах топографической карты; сбор и обобщение материалов предыдущих изысканий в данном районе, а также материалов аэрофотосъемки (при их наличии); определение сложных участков трассы, подлежащих полевому обследованию; выбор метода полевого обследования.

Основным источником информации при сборе материалов являются: топографические карты масштабов 1 : 100000, 1 :50000, 1 : 25000; материалы государственных геологической и гидрологической съемок масштабов 1 : 500000 - 1 : 200000; результаты комплексных инженерно-геологических изысканий объектов, включающие описание отдельных выработок, результаты одиночных или немногочисленных анализов по определению свойств грунтов и др.; данные специальных тематических исследований отдельных элементов геологической среды (изучение оползней, лессов, селей, геоморфологические работы по изучению рельефообразующих процессов и др.).

На основании собранных материалов составляют предварительную схематическую карту инженерно-геологических условий зоны проложения трассы трубопровода.

Полевые работы при инженерно-геологической рекогносцировке выполняют на намеченных сложных участках трассы, требующих полевого обследования (переходы через крупные водные преграды, заболоченную местность, в горных условиях, в районах сложных геологических процессов). Работы по рекогносцировке ограничиваются маршрутными наблюдениями с минимальным объемом горных работ (копуши, расчистки, мелкие шурфы, фиксирование обнажений).

По результатам описания водопроявлений (колодцы, скважины, родники) изучают гидрогеологические условия.

Физико-геологические процессы изучаются визуально и сразу намечаются варианты детального изучения. При необходимости в состав полевых рекогносцировочных работ включают бурение скважин, пробные откачки шурфов, колодцев, скважин и др.

Полевые рекогносцировочные работы по трассе генерального направления трубопровода начинают с общего обследования местности по камерально разработанному направлению на листах топографической карты.

Если трасса намечена вдоль существующих автомобильных и других дорог или в районах (степь, лесостепь, полупустыня и др.). В этой рекогносцировке обязательно должны принимать участие начальник изыскательской партии и ответственный исполнитель полевых инженерно-изыскательских работ.

В залесенной, заболоченной, пустынной и пересеченной местности в условиях бездорожья, где движение автотранспорта затруднено, рекомендуется производить рекогносцировку с воздуха. Эта рекогносцировка позволяет в короткий срок уточнить данные о рельефе, гидрографии, растительном покрове, наличии неблагоприятных физико-геологических явлений. С воздуха очень четко просматриваются карстовые формы рельефа, оползни, солифлюкации, закономерности в распределении грядовых холмов (морен, комов), болот, участков подвижных песков в пустынях и т. д.

Наиболее удобными для воздушной рекогносцировки являются вертолеты или самолеты с небольшой скоростью полета. Рекогносцировка с воздуха ведется по карте с нанесенным маршрутом по трассе и намеченными ориентирами.

При прокладке наземных маршрутов следует описывать комплексно все элементы геологии местности в зоне проложения трассы трубопровода по точкам наблюдений.

По результатам инженерно-геологической рекогносцировки составляется заключение с рекомендацией тех или иных вариантов трассы трубопровода, створов крупных водных переходов, зон размещения площадок для строительства КС, НПС и др. К заключению прилагается инженерно-геологическая карта (в масштабе 1: 100000), на которой показываются все точки наблюдений, направления маршрутов (в том числе аэровизуальных), а также торные выработки, точки проведения геофизических работ и др. Заключение, помимо необходимых общих сведений о географическом положении района работ и его краткой физико-географической характеристики, должно содержать только те инженерно-геологические сведения и выводы, которые следует учитывать при принятии проектных решений.

4.5.1 Инженерно-геологические изыскания перехода через водные препятствия

На переходах через водные препятствия в две нитки и более, которые изыскиваются на стадии проекта в объеме рабочей документации, геологолитологический разрез русловой части строится на основании бурения по основной и резервной ниткам через 3050 м в зависимости от сложности геологического строения русловой части перехода. Глубина бурения русловых скважин от дна реки (в зоне размыва - от отметки глубины донных отложений) 4 м. При наличии торфа, ила глубина бурения русла реки увеличвается на их мощность, но не более 10 м.

В пределах пойменных террас буровые скважины задаются по основной и резервным ниткам на урезах воды на глубину 5 м, на уступах пойменных террас - в 10 м от бровки уступа на глубину высоты террасы, но не глубже 10 м.

4.5.2 Инженерно-геологические изыскания на стадии рабочей документации

На стадии окончательных изысканий осуществляют детальные инженерно-геологические изыскания утвержденной при рассмотрении проекта трассы трубопровода. При необходимости производят дополнительный сбор исходных материалов в геологических фондах, территориальных геологических управлениях и других организациях.

С территориальными округами Госгортехнадзора необходимо согласовать проложение утвержденной трассы трубопровода по площадям дополнительно выявленных месторождений полезных ископаемых.

По трассе трубопровода производят детальную маршрутную инженерно-геологическую съемку.

На участках с благоприятными грунтовыми условиями инженерно-геологическую съемку выполняют в масштабе 1 : 50000; на участках II и III категорий сложности - в масштабе 1 : 25000.

Основой для съемки служат топографические планы, фотопланы, пикетаж трассы.

Маршрутная инженерно-геологическая съемка по трассе трубопровода включает выполнение работ, связанных с детализацией условий строительства притрассовых дорог (подъездов) и эксплуатацией притрассовых резервов и карьеров местных строительных материалов.

С учетом выработок, выполненных по трассе трубопровода на стадии проекта, на 1 км трассы в среднем должно быть три - четыре выработки.

Количество шурфов определяется сложностью литологического разреза.

При изучении в процессе съемки скальных грунтов основное внимание должно быть уделено их состоянию по выветрелости и трещиноватости (категория разработки). Как правило, категория разработки скальных грунтов определяется без специального лабораторного анализа (по их внешнему виду, степени раздробленности, характеру изменения состояния).

На участках с близким залеганием скальных грунтов скважины и шурфы задаются по возможности через 100300 м в зависимости от сложности рельефа кровли скальных пород.

Зону выветрелости необходимо проходить выработками полностью для монолитной зоны, но не более глубины, необходимой для укладки трубы в траншею.

Количество шурфов при этом должно составлять не менее 1/3 всех разведочных выработок.

На переходах через искусственные и естественные препятствия (балки, овраги, ручьи, железные и автомобильные дороги и др.) на стадии рабочей документации задаются выработки, расположение и количество которых следующие:

- на переходах через ручьи с глубоко врезанным руслом - три выработки, одна в русле и две на каждом берегу в 10 м от бровки склона. Глубина русловой выработки 3,55,0 м от дна водотока, береговых - 5 м;

- на переходах через овраги, балки - одна в тальвеге и по одной за бровками склонов. Глубина выработки в тальвеге 3,5 м, остальных-4 м;

- при наличии крутых склонов с явно выраженными бровками уступов- на каждом уступе на расстоянии порядка 10 м от бровки на глубину до 10 м в зависимости от высоты уступа;

- при пересечении автомобильных (шоссейных) и железных дорог - по обе стороны от перехода в 20 м от насыпи и у подножья насыпи. Глубина выработок 5 м. При пересечении в выемке разведочные выработки задаются по обе стороны полотна и на бровках выемки. Глубина выработки у полотна 5 м, на бровках 5 м плюс глубина выемки. На практике пересечения в выемке осуществляются очень редко, в исключительных случаях, когда другого, лучшего места найти невозможно.Такое пересечение весьма усложняет строительство.

При проложении трассы трубопровода по косогорным участкам с уклонами более 12° разведочные выработки проходят на глубину до 10 м через 50100 м (в зависимости от сложности геологического разреза) по оси трассы и на расстоянии от оси трассы 10 м выше и ниже по косогору.

Из каждой разности грунтов следует отбирать монолиты для лабораторных геотехнических исследований с целью проверки откосов на устойчивость.

При проложении трассы в зоне засоленных грунтов из последних, при отсутствии грунтовых вод, примерно через 2 км отбирают пробы для производства водных вытяжек с целью определения их воздействия на различные виды изоляции.

На обводненных участках трассы трубопровода следует определять удельный вес грунтов, коэффициент пористости, угол внутреннего трения, удельное сцепление грунта, коэффициент фильтрации.

4.5.3 Инженерногидрометеорологеческие изыскания

Инженерно-гидрометеорологические изыскания должны обеспечивать получение необходимых для проектирования трубопроводов данных по гидрологии и климату. Изыскания выполняют по программе, составляемой на основании требований нормативных документов по инженерным изысканиям для строительства трубопроводов.

Цель инженерно-гидрологических изысканий на участках водных преград установление гидродинамического воздействия потока на подводные трубопроводы, предельного профиля размыва дна и берегов в створах перехода за период его эксплуатации, химического состава воды и влияния его на коррозию трубопровода, сведений о характерных горизонтах воды и ледовых явлениях.

Состав и объем полевых работ следует определять исходя из степени изученности района работ, заданных сроков изысканий, а главное сложности объекта строительства. Степень изученности устанавливается не только по количеству, но и по качеству имеющихся материалов.

Гидрометеорологические изыскания производят на всех водных объектах реках, водохранилищах, морских заливах и лиманах, озерах и временных водотоках, пересекаемых трассой трубопровода, а также при проложении трассы трубопровода параллельно перечисленным объектам в зоне их влияния.

При гидрографических изысканиях на реках выполняют гидрометрические и морфометрические работы. Гидрометрические работы, как правило, производят в период весеннего половодья или дождевого паводка в целях определения расхода, скорости и направления течения воды, уклона водной поверхности.

4.6 Инженерно-геологические условия линейной части трассы нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан»

Геологическое строение.

В пределах Приморского края трасса проектируемого нефтепровода пересекает СихотэАлинскую складчатую область - регион первого порядка, который соответствует территории одноименной мезозойской складчатой области и расположен на самом востоке - юго-востоке исследуемой территории. СихотэАлинская складчатая область включает несколько регионов второго порядка, представленные морфологическими структурами - Сихотэ-Алиньским и Арсеньевским сводовыми и сводовоглыбовыми поднятиями и ЭвороноЧукагирской и Приханкайской наложенными впадинами.

Эвороно-Чукагирский регион «вложен» в Нижнеамурский синклинорий и является узкой кайнозойской наложенной впадиной. Трасса нефтепровода в пределах ЭворогоЧукагирского региона проходит в основном по долинам рек.

Впадина выполнена толщей горизонтально залегающих континентальных осадков мощностью 150400 м. С поверхности в центральной ее части преобладают аллювиальные и озерно-аллювиальные осадки голоценпозднеплейстоценового возраста, а по бортам ранне и среднеплейстоценового.

В аллювии доминируют мелкозернистые пески с прослоями супесей и развитым слоем суглинков пойменной фации. Озерно-аллювиальные отложения представлены заиленными и заторфованными осадками мощностью 2-4 м. В пределах Нижнеамурского и ЭвороноЧукагирского регионов развиты: на пологих склонах низких гор и денудационных мелкосопочных равнин - плоскостная и овражная эрозия, на склонах северной экспозиции - оползни, солифлюкция; в пределах озерно-аллювиальных равнин - заболачивание.

Сихотэ-Алинское сводовое (сводовоглыбовое) поднятие представляет собой преимущественно низкогорную страну с серий горных хребтов северо-восточного простирания, имеющих абсолютные высоты плоских водоразделов 7001400 м, разделенных аккумулятивными аллювиальными равнинами. В полосе трассы встречены терригенная, вулканогенноосадочная, молассовая и гранитоидная формации коренных пород.

Приханкайская впадина приурочена к долине р. Уссури и крупнейшему озеру Приморья - Ханка. Ее большую часть занимают плоские, слабо расчлененные аллювиальные, аллювиальноозерные, аккумулятивные террасы с преобладающими абсолютными отметками от 50 м (низовья р.Уссури) до 180м вдоль горного обрамления. В тектоническом отношении это кайнозойская наложенная впадина, заложившаяся на денудационном складчатом фундаменте и чехле Ханкайского массива. Впадина характеризуется двухъярусным строением. В основании залегают континентальные угленосные отложения молассовой формации позднего эоценмиоцена, представленные конгломератами, галечниками, песчаниками, песками, аргиллитами, алевролитами с прослоями и линзами бурых углей. Отложения молассовой формации выполняют отдельные изолированные грабены и грабенсинклинальные структуры фундамента. Мощность толщи от 50 до 1000 м. Верхний ярус образован плиоцен-четвертичными аллювиальными и озерными отложениями, представленными песками, галечниками, суглинками, глинами с прослоями песков и галечников, частично заторфованными. мощность толщи до 200 м. Эти отложения сплошным чехлом залегают на эоцен-миоценовых породах, а в прибортовых частях впадин - непосредственно на породах фундамента.

Экономическая часть

6.2 Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы - это полный круг затрат, связанных с перевалкой нефти с железнодорожного транспорта в магистральный трубопровод в течение года.

Эксплуатационные расходы, включаемые в себестоимость, определены в соответствии с законодательством Российской Федерации. Состав затрат устанавливается в соответствии с Главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации « Налог на прибыль» с дополнениями и изменениями.

Эксплуатационные расходы включают в себя:

- Затраты на оплату труда;

- Амортизационные отчисления;

- Затраты на электроэнергию;

- Затрат текущий ремонт;

- Прочие затраты.

6.2 Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы - это полный круг затрат, связанных с перевалкой нефти с железнодорожного транспорта в магистральный трубопровод в течение года.

Эксплуатационные расходы, включаемые в себестоимость, определены в соответствии с законодательством Российской Федерации. Состав затрат устанавливается в соответствии с Главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации « Налог на прибыль» с дополнениями и изменениями.

Эксплуатационные расходы включают в себя:

- Затраты на оплату труда;

- Амортизационные отчисления;

- Затраты на электроэнергию;

- Затрат текущий ремонт;

- Прочие затраты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные оценки проекта показали, что проект магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан важен как для Приморского края, так и для России в целом. Запроектировать его, построить и обеспечить последующую безаварийную работу одна из самых важных задач для нефтегазового комплекса.

В результате проектирования магистрального нефтепровода был произведен гидравлический расчет нефтепровода. В ходе гидравлического расчета были рассчитаны; магистральные насосы для нефтеперекачивающей станции; количество нефтеперекачивающих станций; была рассчитана станция катодной защиты и оборудование к ней. Так же в ходе проектирования были выбраны основные технологические решения по магистральному нефтепроводу и нефтеперекачивающим станциям.

Был произведен анализ опасных и вредных производственных факторов на нефтеперекачивающей станции. В результате проектирования были выбраны основные технические решения и мероприятия по охране окружающей среды на этапе строительстве и эксплуатации.

Так же в дипломном проекте было сделано технико-экономическое обоснование проекта (ТЭО). В котором были рассчитаны стоимость затрат на строительство нефтепровода и рентабельность проекта.

Проект магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан должен вывести Россию на лидирующее положение в мире, улучшить условия нашей жизни по Дальнему Востоку и в Приморском крае, создать дополнительные рабочие места и увеличить отчисления в бюджеты всех уровней.