Строительство линейной части магистрального трубопровода Атасу-Алашанькоу

Атасу - Аланьшанкоу (7 сх) (2 вар).dwg

Стенд для осмотра выгружаемых труб
R-о.з.=15.4м(6.4+6.0+3.0)
Clamp - wire binding 6mm в 4 filaments-2pieces
R-о.з.=15.5м(8.0+6.0+1.5)
Стенд для осмотра труб
- гибочный ложемент; 7-трубная заготовка; 8-цилиндры гибочные
(гибочный башмак); 4-цилиндр поджимной; 5-цилиндр клина;
-ложемент упора; 2-трубный захват; 3-формующее лекало
б) принципиальная схема трубогибочного станка
при гибке на максимальный угол (i2 = Д н.)
при гибке тонкостенных труб ( i2 = допустимое расстояние захода торца трубы
на которое возможен выход торца трубы за наружный крой упорного ложемента
-продольный шов трубы; 6-цилиндр поджимной;7-цилиндры гибочные
-ложемент упора; 2-формующее лекало (гибочный башмак); 3-гибочный ложемент; 4-трубная заготовка;
направления передвижек при гибе
Схема организации работ
образующие отвод; D н.-наружный диаметр отвода;
a - угол гибки отвода
Схема гнутья трубной заготовки
Сварочный пост установки ПАУ 502А
Сборка и сварка труб в двухтрубные секции
-приемный стеллаж; 2-внутренний центатор ЦВ-81; 3-машинка для очистки и намотки проволки МОН-2 4-блок питания; 5-агрегат электрический дизельный АДД-502; 6-передвижная эл.станция (30кВТ); 7-промежуточный стеллаж; 8-стойка опоры электроосвещения; 9-стеллаж готовый продукции; 10-трубоукладчик
Сборка и сварка труб в трехтрубные секции
Схема разделки кромок труб
Зона сварки заполняющего (облицовочного) слоя шва
Э1 - Э8 - электросварщики ручной сварки
Зона сборки и сварки заполняющего корневого слоя шва
-ось трубопровода; 2-бульдозер ДЗ-27;3-полотенце мягкое ПМ-524
-трубоукладчик ТГ 503; 5-центратор внутренний; ЦВ81
-угол забуривания 7°
-оголовок для протаскивания 8-режущая головка 9-плеть рабочего 10-траектория пилотной скважины
Бурение пилотной скважины
-буровая установка 2-буровая колонна 3-опора 4-буровая головка 5-расширитель 6-калибратор
*-на чертеже показано прямое расширение
калибровка скважины
Протаскивание плети рабочего газопровода
Технология и организация работ Последовательность выполнения технологических операций при буроении в грунте пилотной скважины
калибровки ее и прокладке рабочего трубопровода: -монтаж и наладка оборудования проходческого комплекса и обустройство приямок забуривания и выхода бурового инструмента; -сборка и сварка рабочего трубопровода на монтажной площадке на правом берегу
контроль сварных стыков
испытание на прочность и проверка на герметичность рабочего трубопровода
изоляция сварных стыков газопровода и укладка рабочего трубопровода на направляющие роликовые опоры
контроль сплошности изоляции; -проходка пилотной скважины с выходом забойного инструмента в заданной точке на первом берегу; -ступенчатое расширение скважины (диаметр барабанного расширителя от 600мм до 1800мм с шагом 150-200мм); Способ расширения скважины "прямое" или "обратное" определить а ППР; -демонтаж инструмента для калибровки скважины и соединение бурильных труб с рабочим трубопроводом через вертлюг
исключающий вращение трубопровод'а в процессе протаскивания; -вытягивания буровой колонны проходческой установкой на себя с протаскиванием рабочего трубопровода через грунтовую скважину до выхода его конца на поверхность в точке забуривания; -отсоединение рабочего трубопровода от бурильных труб
контроль качества изоляции трубопровода
проложенного в подрусловом участке. При выпонении строительно-монтажных работ необходимо руководствоваться следующим нормативными документами: СНиП III42-80*
СТН 01-92 и ведомственные нормы "Строительство подводных переходов газопроводов способом направленного бурения".
наиболее слабому виду грунта.
крутизна откосов для всех пластов назначается по
Примечание. При напластовании различных видов грунта
-отвал скального грунта; 5-эксаватор
-колышки; 2-вешки;3-разрабатываемая траншея;
Крутизна откосов траншей
Песчаные и гравийные
отвал минерального грунта -15м
-5м на криволинейн. участках
Крутизна откоса при глубине выемки не более
ДП.ПГН-00-1з.2003. 7.
Схема организации работ по рытью траншеи одноковшовым гидравлическим экскаватором
Строительство линейной части магистрального нефтепровода Атасу - Алашанькоу
Схемы производства работ по гнутью труб 820мм трубогибочным станком ГТ 1021
Строительство линейной части магистрального нефтепровода "Атасу - Алашанькоу
Схема производства работ по сборке и сварке секций труб диам.820мм в нитку электродами
Схема производства работ по сборке и сварке труб в секции на механизированной трубосварочной базе БНС-81
Схема прокладки подруслового участка нефтепровода методом наклонно-направленного бурения
Технологическая схема на монтаж линейного крана Ду 1400 мм
все уточнить на месте
*-уточнить на месте вес без
Кран шаровой Ду 1400
Тройник с переходными
монтируется отдельно
ДП.ПГН-00-1з.2003.896.
Сооружение подземных газонефтехранлищ в толще глинистых пород.
Схема выгрузки труб диам.820мм из полувагонов с погрузкой их на плетевоз
Схема выгрузки труб диам.820мм из полувагоновс погрузкой их на плетевоз
а) наименование позиции и расположение оборудования 1-трубоукладчик; 2-трубогибочная машина ГТ-1021; 3-p 4- rack of bending billets
a - угол гибки отвода; С - поперечный сварной шов
Схемы производства работ по гнутью труб 813 мм трубогибочным станком ГТ 1021
Схема производства работ по сборке и сварке секций труб диам.813 мм в нитку электродами
Схема выгрузки труб диам.813 мм из полувагонов с погрузкой их на плетевоз
а) наименование позиции и расположение оборудования 1-трубоукладчик; 2-трубогибочная машина ГТ-1021; 3-стеллаж для размещения труб; 4- стеллеж с трубными заготовками
образующие отвод; D н.-наружный диаметр отвода; i1

Содержание.doc

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Характер предполагаемого проекта
1.1 Техническая документация
2.1 Переходы через реки по трассе
2.2 Переходы через железные дороги
2.3 Переходы через автодороги
2.4 Нефтеперекачивающие станции (НПС)
3 Уровень автоматизации
3.1 Система SCADA магистрального нефтепровода "Атасу-Алашанькоу
3.2 Магистральные насосные агрегаты
3.3 Система Регулирования давления
4 Объекты и системы линейных участков нефтепровода
5 Обоснование выбора технологического решения
5.1 Обоснование выбора местоположения и размера Проекта
5.2 Выбор полиэтиленовых антикоррозионных покрытий для трубопровода
6 Организация строительства объекта
6.1 Структура строительства
6.2 Мобилизационный и подготовительный период строительства
6.3 Организационно-техническая и инженерная подготовка строительства
7 Транспортная схема строительства
8 Основные принципы организации строительства и рекомендуемые механизмы
8.1 Работы подготовительного периода
9 Земляные работы. Требования безопасности при производстве работ землеройной техникой
9.2 Строительно-монтажные работы. Производство работ в зимнее время
9.3 Требования к строительно-монтажным работам
9.4 Сварочно-монтажные работы
9.5 Принципы организации строительства автодороги
9.6 Контроль качества строительства
9.7 Организация ремонта и технического обслуживания машин и автотранспорта
9.8 Грузоперевозки и потребность в транспортных средствах
9.9 Устройство складских площадок для хранения конструкций технологического оборудования
9.10 Электрохимзащита
1 Расчет толщины стенки нефтепровода
1.1 Расчет толщины стенки нефтепровода для несейсмичных участков
1.2 Расчет толщины стенки для сейсмического района 8 и 9 баллов
2 Выбор толщины стенки трубы
3 Гидравлический расчет трубопровода
РАСЧЕТ И ПРОГРАММИРОВАНИЕ НА ЭВМ
2 Технико-экономические показатели проекта
2.1 Основные подходы и допущения
2.2 Источники финансирования
2.3 Капитальные вложения
2.4 Эксплуатационные затраты
3 Показатели экономической эффективности проекта
4 Анализ чувствительности
1 Анализ опасных и вредных производственных факторов. Анализ риска аварийных ситуаций на участке нефтепроводной системы «Атасу - Алашанькоу»
1.1 Идентификация опасностей
1.1.2 Резервуарные парки НПС
1.2 Вероятность аварийных ситуаций
1.2.1 Аварии в резервуарных парках
1.2.2 Аварии технологического оборудования
2.1 Производственная санитария
2.1.1 Санитарно-гигиенические условия труда
2.1.2 Расчет прожекторного освещения площадки фильтров-грязеуловителей на НПС
2.2 Техника безопасности
2.2.1 Техника безопасности при работе с растворителями
2.2.2 Техника безопасности при сварочных работах
2.2.3 Техника безопасности при монтаже и испытании трубопроводов
2.2.4 Техника безопасности при эксплуатации объекта
2.2.5 Основные мероприятия по технике безопасности при строительстве и монтаже объекта
2.3 Пожаровзрывобезопасность
2.3.1 Пожаровзрывобезопасность при эксплуатации
2.3.2 Водоснабжение и пожаротушение
2.3.2.1 Расчет противопожарного пенного тушения НПС №9
2.3.3 Мероприятия по молниезащите и электроснабжению
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
1 Анализ технологических процессов как источников загрязнения
1.1 Воздействие на атмосферу
1.2 Воздействие на гидросферу
1.3 Воздействие на литосферу
1.3.1 Геологическая среда
1.3.2 Нарушение почвенно-растительного покрова (ПРП) при прокладке нефтепровода
2 Организационные мероприятия
3 Природоохранные мероприятия и инженерная защита окружающей среды
3.1 Обеспечение защиты атмосферы
3.1.1 Расчет рассеивания вредных веществ в атмосфере
3.1.2 Обоснование размера санитарно-защитной зоны
3.1.3 Предложения по установлению предельно-допустимых выбросов (ПДВ)
3.2 Обеспечение защиты гидросферы
3.3 Обеспечение защиты литосферы

ПРОЕКТ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ АТАСУ АЛАШАНЬКОУ.doc

Все увеличивающаяся потребность в транспортировании нефти из районов добычи в районы переработки обусловливает необходимость бережного использования трубопроводного транспорта как наиболее экономичного и надежного.
В связи с этим большое значение приобретает технически грамотная эксплуатация их с применением новейшей технологии перекачки.
Магистральные трубопроводы относятся к сложным и дорогостоящим и подземным инженерным сооружениям.
Основную стоимость трубопровода 60-80% первоначальных капитальных затрат составляют трубы уложенные в землю и только 40-20% - перекачивающие станции и другие подсобные сооружения. Трубопроводы имеют значительную протяженность – до нескольких сотен и тысяч километров и работают под высоким давлением.
Поэтому наиболее ответственным участком трубопровода является его линейная часть или собственно трубопровод.
Нарушение герметичности труб может привести к остановке трубопровода большой потере нефти и перебоям в снабжении потребителей.
Магистральные трубопроводы являются исключительно металлическими сооружениями на строительство которых расходуются миллионы тонн стали.
Под влиянием химической и электрохимической коррозии эта огромная масса металла подвергается непрерывному разрушению что наносит огромный ущерб нефтяной промышленности Казахстана.
В настоящее время магистральные трубопроводы защищают от коррозии комплексно с применением средств активной и пассивной защиты. Однако при самой качественной защите износ трубопровода неизбежен.
Степень износа зависит от многих факторов. К таким факторам в первую очередь необходимо отнести качество работ выполняемых в период строительства и ремонта обеспеченность противокоррозионной защитой и надлежащим контролем за техническим состоянием трубопровода.
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Характер предполагаемого проекта
Строительство нефтепровода «Атасу-Алашанькоу» предусматривается с учетом мировых стандартов с внедрением новейших технологий таких как автоматизации сбора и управления технологическим процессом SCADA волоконно-оптической линии связи передачи информации ВОЛС системы аварийного управления ESD системы энерго тепло и водоснабжения нефтегазового оборудования и материалов (трубопроводной и запорной арматуры термоусадочных манжет и пр.). При строительстве предполагаются к применению последние достижения в области укладки трубопровода сварочных работ пересечения водных и прочих инженерных преград. Строительство предусматривает использование системы контроля качества ISO-9000 на всех этапах строительства включая контроль качества поставляемых материалов и оборудования на заводах-изготовителях до его приемки на месте установки и монтажа. Для этих целей привлекается международная инспекционная компания.
1.1 Техническая документация
-Договор между ТОО "Казахстанско-китайский трубопровод" и РГП "Государственная вневедомственная экспертиза проектов" на проведение экспертизы (экспертиза проектно-сметной документации);
-Договор между ТОО "КННК Интернационал в Казахстане" и РГП "Государственная вневедомственная экспертиза проектов" на проведение экспертизы (экспертиза ОИ);
-Договор между ТОО "Казахстанско-китайский трубопровод" и РГП "Государственная вневедомственная экспертиза проектов" на проведение экспертизы (конкурсной документации);
-Договор между ТОО "Казахстанско-китайский трубопровод" и ТОО "Петроэкоцентр" на проведение независимой (внештатной) экологической экспертизы проектной документации (Оценка Воздействия на Окружающую Среду);
-Дополнительное соглашение №1 к Договору от 15 декабря 2003 года №С-03-05 на основании Договора от 10 июня 2004 года между "ЧППИ Казахстан" и ТОО "НПЦ Геокен";
-Дополнительное соглашение №2 к Договору от 15 декабря 2003 года №С-03-05;
-Дополнительное соглашение №3 к Договору от 15 декабря 2003 года №С-03-05;
Таблица 1 - Основные технические характеристики Проекта
Диаметр трубопровода
Пропускная способность
Таблица 2 - Основные объекты трубопроводной системы
Станции катодной защиты
Нефтеперекачивающие станции
Узлы пускаприема скребков
Общий объем новых резервуаров
Протяженность ВЛ-110 кВ
Протяженность ВЛ-10 кВ
Водозаборные скважины
Новые дороги для строительства и обслуживания
Система автоматизации SCADA
Терминал-дисплей диспетчерского управления
Центральный диспетчерский пункт
После ГНПС Атасу трасса идет вдоль автодороги в сторону юго-востока доходит до юго-западной стороны местечка Орынбай. С этой точки трасса поворачивает на юго-запад проходит Шарбай. Затем проходит южную сторону озера Коктенколь. На юго-востоке в 15 км. от Коктенколь (от ГНПС 61 км) трасса приближается к автодороге Коктенколь - Агадырь. Далее маршрут идет вдоль трассы в сторону г.Агадырь где в 80км. от ГНПС Атасу переходит данную автодорогу затем на 86 км. от ГНПС Атасу трасса приближается к автодороге и идет вдоль автодороги. На юге от г.Агадырь трасса переходит автодорогу и железную дорогу.
На юго-западе от Акчатау трасса поворачивает на юго-восток проходит северную сторону от Акжала переходит автодорогу М-36. С юго-востока обходит водозабор Жамши. В восточном направлении трасса проходит незаселенный район холмов. На 642 км от начального пункта данного участка (47°4120N; 74°370E) трасса поворачивает на восток на 2212 км от начального пункта данного участка (47°410N; 76°420E) трасса поворачивает на юго-восток на 3516 км трасса вновь поворачивает на юго-восток доходит до района песков в 26 км юго-восточнее Актогая (46°4320N; 79°5025E).
Участок Актогай – Алашанькоу начинается на юго-восточной стороне от Актогая (46°4320N79°5025E). Трасса вдоль железной дороги идет на юго-запад проходит северную часть района песков Каракумы. На северо-западе в 8 км от Ушарала трасса переходит реку Тентек к северу от села Коммунизм переходит автодорогу (Р-132) и реку Жайпак. После перехода реки Коктумы трасса идет вдоль автодороги (А-355) переходит реку Ыргайты. На юго-западе от села Коммунизм трасса вновь пересекает реку Жайпак. Далее идет вдоль автодороги и проходит по предгорной наклонной к ущелью Джунгарские Ворота. Затем переходит реки Теректы и Токты через Достык доходит до границы РК и КНР. Протяженность трассы этого участка составляет 288км.
2.1 Переходы через реки по трассе
Трасса трубопровода переходит 23 мелких рек 11 средних и крупных рек краткие характеристики 9 основных рек приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Характеристика рек по трассе
Протяженность пересечения (м)
Геологические условия на руслах
2.2 Переходы через железные дороги
На всем протяжении нефтепровод 3 раза переходит железную дорогу.
2.3 Переходы через автодороги
Трасса нефтепровода 13 раз переходит через автодороги.
2.4Нефтеперекачивающие станции (НПС)
Промежуточная НПС. Принята технологическая схема «из насоса в насос» На первом этапе предусматривается одна промежуточная НПС №9. Основной функцией промежуточной НПС является повышение давления в магистральном нефтепроводе.
Узел приема и учета нефти на НПС Алашанькоу. Принята технологическая схема «из насоса в насос». Основной функцией является учет нефти повышение давления и прием-пуск скребка.
Размещение нефтеперекачивающих станции по трассе нефтепровода будет выполнено по результатам технологических расчетов с учетом требований по охране окружающей среды инженерно-геологических условий местности и рельефа условий социальной сферы.
Проектом предусмотрено 5 технологических площадок в том числе конечная НПС на Алашанькоу – узел коммерческого учета нефти на территории Китая; одна промежуточная нефтеперекачивающая станция и 3 площадки узлов пуска и приема очистных устройств (УППОУ). Местонахождение НПС приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Размещение Нефтеперекачивающих станций и узлов пуска и приема очистных устройств
Расстояние между НПС
Узел коммер. учета нефти Алашанькоу
3 Уровень автоматизации
3.1 Система SCADA магистрального нефтепровода "Атасу-Алашанькоу
Основная цель установки системы автоматизации технологического процесса магистральным нефтепроводом (SCADA) - обеспечение централизованного контроля и управления магистральным нефтепроводом а также минимизирование времени перерывов в его работе обеспечение высокой надежности эксплуатации трубопровода стабильность технологического процесса перекачки защита окружающей среды обнаружение интенсивности и места утечки и обеспечение безопасности эксплуатации магистрального нефтепровода.
Функции автоматического управления нефтеперекачивающими насосными станциями ГНПС НПС и вспомогательными линейными объектами (линейные задвижки станции катодной защиты камеры запуска и приема очистных и диагностических устройств периметрально-охранная сигнализация крановых узлов с видеонаблюдением и другие объекты) будут автоматически контролироваться и управляться системой диспетчерского контроля и сбора данных (SCADA-системой).
Функции автоматического управления НПС и линейными объектами будут выполняться посредством программируемых логических контроллеров (ПЛК) или дистанционных терминалов (ДТ).
3.2 Магистральные насосные агрегаты
SCADA – система обеспечит выполнение следующих функций контроля и управления:
-Готовность к режиму дистанционного управления.
-Состояние насосного агрегата (включенвыключен).
-Насосный агрегат в режиме горячего резерва.
-Отказ насосного агрегата (общий сигнал).
-Давление на входе и нагнетании.
-Температура на входе и нагнетании.
-Контроль утечек через торцевые уплотнения насоса.
-Температура подшипниковых узлов насосного агрегата.
-Радиальная вибрация подшипниковых узлов агрегата.
-Осевое смещение вала.
-Температура обмотки электродвигателя.
-Счетчик часов наработки.
-Потребляемая мощность.
Функции контроля и управления для подпорных насосных агрегатов аналогичны функциям контроля и управления магистральных насосных агрегатов.
Уровень нефти в каждом резервуаре.
Температура нефти в каждом резервуаре.
Состояние запорных устройств на входе и выходе каждого резервуара.
Предупредительно-аварийные сигналы связанные с уровнем нефти в резервуаре для обеспечения двухступенчатых защит (защита от захвата паров подпорными насосами и защита от аварийного перелива резервуара).
3.3 Система Регулирования давления
Система регулирования давления обеспечит выполнение функций контроля и управления для следующих параметров:
Давление на входе и выходе.
Степень открытия регулирующего органа.
Перепад давления на узле регулирования давления.
Величина уставки на входе и выходе.
Задание уставки на входе и выходе.
SCADA-система обеспечит выполнение функций контроля и управления как минимум следующих параметров:
-Ток на выходе сети электроснабжения напряжением 6(10) кВ или на главной шине распределительного устройства.
-Напряжение на каждой секции шин 6(10) кВ.
-Напряжение аккумуляторной батареи источника бесперебойного электропитания.
-Неисправность распределительного устройства (общий сигнал).
-Отказ распределительного устройства (общий сигнал).
-Работа источника бесперебойного питания (включенвыключен).
-Неисправность источника бесперебойного питания (общий сигнал).
-Неисправность счетчика электроэнергии.
-Работа защиты от пониженного напряжения (включенавыключена).
-Работа защиты от перегрузки (включенаотключена).
-Работа защиты от пониженной частоты (включенаотключена).
-Состояние секционного выключателя 6 кВ (включенотключен - для всех выключателей).
-Состояние выключателей 6(10) кВ (включенвыключен).
-Работа дизель-генератора аварийного электропитания (включенотключен).
Системы тепло- и водоснабжения будут оснащены локальными системами автоматики обеспечивающими их нормальную работу без обслуживающего персонала.
SCADA-система также будет осуществлять контроль на уровне ЦДП (центральный диспетчерский пункт) следующих подсистем на площадках НПС и крановых узлов линейной части нефтепровода (в зависимости от конкретной ситуации):
Система аварийного отключения насосов (ESD).
Система обнаружения пожара и загазованности (СОПГ).
Станционная защита НПС.
Система аварийного отключения (ESD) будет обеспечивать отработку программы отключения оборудования станции - насосов при аварийных ситуациях. SCADA-система будет подавать сигналы активного управления на дистанционное отключение насосов конкретного объекта или всех объектов.
Надежность системы будет обеспечена за счет двойного дублирования ЦПУ и плат ввода-вывода.
Система обнаружения пожара и загазованности (СОПГ) будет следить за детекторами пожара и газа в зданиях помещениях для различного оборудования и на технологических площадках.
Системой SCADA будут контролироваться работы узлов коммерческого учета нефти и датчиков давления на крановых узлах. Показания параметров на узлах учета нефти и датчиков давления на крановых узлах линейной части нефтепровода необходимы для решения задач SCADA - "контроль системы обнаружения утечек" и "баланс движения нефти".
Для контроля утечек и несанкционированного доступа предлагается система использующая метод улавливания волн давления возникающих в трубопроводе при появлении утечки.
Предлагаемый метод позволяет обнаружить утечку через 30 сек. при расходе утечки от 20 до 50 м час определить место утечки или несанкционированной врезки с точностью 10 - 05 км.
На узлах коммерческого учета нефти SCADA-системой будет возможность отображения как минимум следующих параметров:
Мгновенный и суммарный расход нефти в массовых и объемных единицах.
Давление нефти до и после узла учета нефти.
Состояние измерительных линий.
4 Объекты и системы линейных участков нефтепровода
Узлы линейных задвижек
К числу контролируемых SCADA-системой параметров относятся:
Команды аварийного закрытия линейной арматуры (пневмоприводных задвижек) и состояние задвижек.
Ток и напряжение в системе катодной защиты.
Давление до и после задвижки.
Напряжение аккумуляторной батареи солнечных энергетических установок (СЭУ).
Выходное напряжение источника питания (СЭУ).
Прохождение очистных и диагностических устройств.
Давление и температура на узлах запуска и приема очистных и диагностических устройств.
Состояние запорных устройств камер запуска
и приема (закрытыоткрыты).
Уровень нефти в дренажном резервуаре-отстойнике.
Управление (пускостановка) насосом отстойника.
Сигналы видеонаблюдения с периметрально-охранной сигнализации крановых узлов и концевых выключателей.
5 Обоснование выбора технологического решения
5.1 Обоснование выбора местоположения и размера Проекта
Строительство трубопровода «Атасу-Алашанькоу» является продолжением будущего трансконтинентального магистрального трубопровода «Западный Казахстан – Китай».
Согласно казахстанским нормам строительства магистрального нефтепровода учитывая соответствующие международные нормы и стандарты с учетом местного рельефа инженерно-геологических климатических гидрогеологических сейсмических условий определены нижеследующие принципы выбора:
выбор максимально выпрямленной трассы с целью сокращения протяженности;
выбор трассы по территории с лучшими условиями обслуживания для строительства и управления производством и сокращения объемов нового строительства;
обход неблагоприятных геологических и сейсмически опасных зон (засоленные участки болота скальные грунты активный разлом);
обход военных закрытых зон национальных охраняемых парков и заповедников;
выбор трассы с учетом избежания пересечений с естественными и искусственными преградами.
выбор трассы с учетом перспективных планов развития городов земель и гидротехнических сооружений в районах прохождения трассы;
выбор трассы с учетом обхода территории рудников водозаборов и лесных угодий.
5.2 Выбор полиэтиленовых антикоррозионных покрытий для трубопровода
Согласно природных условий грунты вдоль трассы и геологическое состояние комплексной характеристики антикоррозионных покрытий и его экономической эффективности и других факторов через сравнение предварительно определено рекомендуемое решение антикоррозионного покрытия для нефтепровода: на участках скальных грунтов приняты:
-3х-слойная эпоксидная конструкция с покрытия ≥ 3мм
-в обычных грунтах эпоксидный порошок ( покрытия ≥ 400m )
-на ПНПС конечной НПС для подземных трубопроводов приняты жидкостное эпоксидное покрытие без растворителя или полиэтиленовая пленка.
Таблица 5 - График реализации проекта
(тыс. долл. США без НДС)
Инвестиции в фиксированные активы:
Инвестиции в оборотный капитал :
Освоение проектных мощностей
Содержание Компании
6 Организация строительства объекта
6.1 Структура строительства
Предполагаемая форма организации строительства предусматривает конкурсную систему выбора подрядчиков по сооружению объектов строительства.
Формы организации строительства количество привлекаемых ресурсов для выполнения работ в сроки определяемые заказчиком будут формироваться каждым отдельным соискателем в составе тендерных предложений по строительству.
Оценка тендерных предложений поступивших со стороны участников тендера будет определена с технической и коммерческой стороны на основании которых заказчик получит возможность выбрать оптимальный вариант. В то же время для ориентировки в объектных возможностях осуществления строительства ниже приведены основные мероприятия по организации строительства.
6.2 Мобилизационный и подготовительный период строительства
Мобилизационный период предполагает выполнение следующих основных работ по подготовке к строительству:
- решение вопросов по организации перевозок техники оборудования и строительных конструкций;
- организация работы транспортных подразделений;
- организация опорного центра по ремонту техники автотранспорта и сварочного оборудования;
- доставка строительных материалов на строительную базу;
- перебазировка основных ресурсов.
Подготовительные работы должны быть выполнены по следующим видам:
- подготовка площадок для приема грузов;
- подготовка площадок для сборки и монтажа;
- устройство площадок для складирования материалов;
Все вышеуказанные работы производятся специализированными бригадами.
6.3 Организационно-техническая и инженерная подготовка строительства
Организационно-техническая подготовка строительного производства регламентируемая требованиям СНиП включает комплекс организационных подготовительных и инженерно – технических работ без выполнения которых не допускается строительство новых объектов а так же реконструкция сооружений.
Организационно-техническая подготовка обеспечивает планомерное развертывание и осуществление строительства индустриальными поточными методами снижение себестоимости работ ввод объектов в эксплуатацию в установленные планом сроки с высокими технико-экономическими показателями и качеством работ.
Организационно-техническая подготовка строительства осуществляется в три этапа:
-ый - организационные мероприятия выполняемые до начала работ.
-ой - технические мероприятия и строительные работы по подготовке площадок района строительства.
-ий - инженерно - технологическая подготовка. Подготовительные строительные работы и монтажные выполняемые с необходимым постоянным заделом до подхода основных механизированных бригад.
Этап 1-ый - организационные мероприятия которые выполняются до начала работ подрядными организациями и заказчиком. В состав работ выполняемых заказчиком входят:
- утверждение в установленном порядке рабочего (технического) проекта со сводной сметой;
- подготовка внутрипостроечного титульного списка;
- отвод участка на строительство;
- оформление и открытие финансирования;
- заключение генподрядных договоров.
В функции подрядчика помимо работ перечисленных в выше изложенных подпунктах в которых он принимает участие входит:
- разработка и утверждение рабочих чертежей и смет;
- разработка и утверждение пускового комплекса объекта;
- разработка основных мероприятий по организации строительства;
- выбор информации из рабочего (технического) проекта и других проектных материалов для проработки вопросов организации строительства;
- уточнение состава подрядных и субподрядных строительно-монтажных организаций;
- решение вопросов обеспечения строительства трубами технологическим оборудованием и другими материалами конструкциями и изделиями;
- размещение заказов на трубы оборудование материалы и другие первоочередные поставки в соответствии с заказными спецификациями;
- прием и обработка проектно – сметной документации;
- заключение субподрядных договоров.
Этап 2-ой - организационно-технической подготовки включает работы обеспечивающие планомерное развитие строительства объекта. На этом этапе заказчик обязан:
- уточнить геодезическую разбивку и передать ее в натуре генподрядчику;
- создать базу заказчика.
Генподрядная и субподрядная организации на 2-ом этапе выполняют:
- приемку от заказчика площадки строительства в натуре;
- разработку проектно – технической документации;
- организацию производственных баз складского хозяйства ремонтной службы и других хозяйств и служб сооружение подводящих сетей устройство телефонной и радиосвязи организацию диспетчерской службы;
- освоение районов строительства с организацией пунктов приема грузов и перевалочных баз устройством прирельсовых площадок;
- последовательную перебазировку в район строительства производственных подразделений.
В первую очередь перебазируются производственные подразделения которые занимаются обустройством пунктов приема грузов жилых городков производственных баз основанием района строительства инженерно – технической подготовкой и другим первоочередными работами. Затем перебазируются основные подразделения входящие в производственные потоки бригады и участки.
Этап 3-й - организационно-технической подготовки подрядными организациями помимо дальнейшего выполнения подготовительных работ осуществляется комплекс работ по инженерно – технологической подготовке площадок. Работы 3-го этапа выполняются в три стадии:
-я окончательная планировка и подготовка площадей строительства;
-я строительство технологически сложных участков;
-я прием и перевозка основных строительных материалов конструкций и оборудования в объеме необходимого задела и первоочередных работ;
Каждая стадия подготовительных работ должна выполняться как правило специализированными подразделениями:
-я и 3-я стадии – транспортно-строительными подразделениями;
-я стадия – инженерно-подготовительным подразделением как правило инженерно-подготовительным участком (бригадой) комплексного технологического потока.
Сроки поступления на железнодорожную станцию конструкций оборудования труб изоляционных и других материалов перевозка их автотранспортом складирование на строительной площадке а также укрупненная подготовка должны быть увязаны календарно со стадиями опережающего выполнения работ по инженерно – технологической подготовке.
При выполнении работ подготовительного периода необходимо соблюдать требования СНиП.
Сдача площадок заказчиком генподрядчику производится в соответствии с положениями СНиП 3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве».
7 Транспортная схема строительства
Общие решения стройгенплана и транспортной схемы ориентированы на поставке строительных материалов для строительства объекта: «Магистральный нефтепровод Атасу-Алашанькоу».
Обычные грузы такие как трубные материалы кабели оборудование и приборы перевозятся железнодорожным и автомобильным транспортом.
Основной станцией приемки материалов определена железнодорожная станция:
НПС Атасу – принята железнодорожная станция Атасу которая расположена в 5км от площадки;
Грузы перевозимые автодорожным транспортом разгружают в пунктах временного складирования расположенных на территории строительной площадки. Из пунктов временного складирования грузы перевозят на строительную площадку по мере возникновения необходимости в них в соответствии с графиком строительно-монтажных работ.
Обеспечение строительства материальными ресурсами целесообразно организовать в следующем порядке:
- привозные материалы будут поступать с пунктов временного складирования;
- местные строительные материалы будут завозиться с заводов – изготовителей согласно ТУ.
8 Основные принципы организации строительства и рекомендуемые механизмы
8.1 Работы подготовительного периода
К строительству объекта разрешается приступить только после выполнения соответствующей организационно-технической подготовки в соответствии СНиП 3.01.01-85. Организационно - технические мероприятия направлены на плановое развертывание и ведение строительно-монтажных работ.
Строительство площадочных сооружений будет осуществляться в два периода: подготовительный и основной.
В подготовительный период на площадке выполняются следующие работы:
) по постоянным сооружениям:
- инженерная подготовка территории;
- вертикальная планировка;
- топографическая съемка;
- создание геодезической разбивочной основы.
) по временным сооружениям:
- устройство временных проездов;
- завоз и размещение мобильных (инвентарных) зданий и сооружений административно-бытового производственного и складского назначения;
- противопожарные мероприятия освещение стройплощадки устройство временных инженерных сетей;
- организация временной строительной базы устройства площадок для СМР и хранения строительных материалов изделий и оборудования;
- перебазировка строительных машин и механизмов завоз строительных материалов обеспечение инвентарем.
Основной период строительства охватывает все работы связанные с возведением основных сооружений прокладка трубопроводов монтаж ВЛ. возведение подъездных дорог и проездов.
К работам основного периода разрешается приступить только после выполнения работ подготовительного периода.
Все работы по возведению зданий должны быть разбиты на три этапа (цикла): нулевой надземный (монтаж надземной части и специальные работы) и отделочный.
Строительство нулевого цикла включает: земляные работы (рытье котлована под фундаменты с обратной засыпкой и уплотнением грунта); бетонные и железобетонные работы связанные с устройством фундаментов и отмостки; работы по гидроизоляции фундаментов устройство ввода в здание постоянных наружных коммуникаций.
Строительство надземного цикла включает: каменную кладку стен и перегородок а также монтаж стеновых панелей из типа «сэндвич» процессы монтажа строительных конструкций здания выше отметки пола плит перекрытий покрытий устройство кровли установка оконных и дверных блоков устройство сантехнических и электротехнических наружных коммуникаций.
В отделочный этап строительства осуществляются работы по устройству полов штукатурки и облицовки внутренних и наружных стен малярные и стекольные работы внутренние сантехнические и электротехнические работы.
К заключительным работам относятся работы по благоустройству застраиваемых площадок.
По постоянным сооружениям:
Перед началом строительства для инженерной подготовки территории выполняются работы по сносу и удалению материалов отходов препятствующих строительству.
Вертикальная планировка выполняется на территории где размещаются новые сооружения. Производство работ по вертикальной планировке осуществляется в соответствии с СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения основания и фундаменты».
До начала строительства проводится топографическая съемка (в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87 и СНиП 3.01.03-84) с помощью электрических и топографических приборов на основе которой производят срезку и засыпку грунта т.е. выравнивают поверхность.
Непригодный грунт для засыпки должен быть снят и удален. Срезка грунта производится скреперами. В случае недостаточного грунта для разравнивания строительного участка следует возить грунт с карьера который разрабатывается экскаватором и транспортируется автосамосвалами. Засыпка грунта производится бульдозером и уплотняется вибрационным катком с сохранением надлежащей влажности грунта. Засыпанный или срезанный участок выравнивается до нужного уровня при помощи грейдера и уплотняется катком.
Все работы по снятию перемещению и хранению выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ 17.4.3.02-85* «Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ».
Геодезические работы рекомендуется выполнять в соответствии с проектом и СНиП 3.01.03-85. Рекомендуемый состав геодезических работ выполняемых на строительной площадке:
- создание геодезической разбивочной сети основы для строительства включая построение разбивочной сети строительной площадки и вынос в натуру главных разбивочных осей зданий и сооружений;
- разбивка внутриплощадочных линейных сооружений;
- геодезический контроль точности геометрических параметров зданий и сооружений;
- исполнительные съемки с составлением исполнительной геодезической документации.
По временным сооружениям:
Устройство временных подъездов и дорог к строящимся сооружениям необходимо завершить к началу основных строительных работ. При прокладке трубопроводов или кабелей через дороги необходимо устраивать переезды мостики или временные объезды Проезды и подъезды к зданию и пожарному водоисточнику к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть всегда свободными. Для обеспечения связи между существующими и проектируемыми сооружениями а также для проезда пожарных машин будет использоваться сеть существующих автодорог.
Временные сооружения для строительства рекомендуется принимать передвижного и контейнерного типов. Площадки для стоянки техники и для складирования материала и оборудования будут осушены утрамбованы и спланированы с соблюдением уклонов для водоотвода. Для всей строительной площадки и временных сооружений в том числе открытая площадка складирования материалов устанавливаются временные ограждения.
При организации работ на строительной площадке при строительстве а также при строительстве и эксплуатации временных зданий и сооружений на строительных площадках необходимо соблюдать указания правила и требования нормативной документации действующей в Республике Казахстан в том числе:
ППБС-01-94 «Правила пожарной безопасности при производстве строительно-монтажных и огневых работ»;
Кроме перечисленной нормативной документации необходимо соблюдать требования других нормативных документов государственных стандартов и правил пожарной безопасности изложенных в проектах производства работ.
Ответственность за пожарную безопасность строек своевременное выполнение противопожарных мероприятий организацию пожарной охраны обеспечение средствами для пожаротушения организацию и работу пожарно-технической комиссии невоенизированных противопожарных формирований несет руководитель генподрядной строительной организации руководитель работ или лицо его заменяющее.
Ответственность за пожарную безопасность бытовых и вспомогательных подсобных помещений несут должностные лица в ведении которых находятся указанные помещения.
Администрация объекта совместно со строительно-монтажной организацией обязана разработать мероприятия по обеспечению пожарной безопасности и назначить ответственных лиц за выполнение от заказчика и подрядной организации.
Временные осветительные устройства должны устанавливаться вокруг площадки временных сооружений где они считаются необходимыми с точки зрения охраны. Временные осветительные устройства устанавливаются на строительной площадке где работа будет производиться в ночное время.
Устройство временных инженерных сетей а именно электричество питьевая вода подается от существующих сетей. Для энергоснабжения и водоснабжения на строительную площадку и временные сооружения прокладываются необходимые трубы и кабели от ближайшей точки подключения.
9 Земляные работы. Требования безопасности при производстве работ землеройной техникой
Грунты слагающие основание площадок и фундаментов обладают просадочными свойствами. Просадочными свойствами обладают суглинки супеси твердой конструкции реже пески гравелистые насыщенные водой средней плотности сложения с прослойками гравийных грунтов. Глины залегающие ниже уровня грунтовых вод в некоторых случаях проявляют набухающие свойства. В связи с близко располагающимся уровнем грунтовых вод на территории делают насыпь около 15м.
Организация рельефа принята с учетом природных условий строительных и технологических требований условий организации стока дождевых и талых вод расположения автодорог инженерных сооружений и коммуникаций.
Система организации рельефа принята сплошная и включает в себя подсыпку территории для выполнения условий необходимых для обеспечения нормальной работы технологических и канализационных систем а также для отвода поверхностных вод.
Грунт для организации насыпи площадки привозится из карьера.
Отвод поверхностных стоков из каре резервуаров и пазух между обвалованием и автодорогами предусмотрен открытым способом в дождеприемные колодцы далее по закрытой системе на очистные сооружения.
На основании СНиП 2.11.03-93 по периметру резервуаров предусматривается обвалование высота которого рассчитана на удержание разлившейся нефти в случае аварии.
Для предотвращения попадания нефти в грунт в случае аварии резервуара в каре по всей площади запроектирован защитный экран из жирной мятой глины толщ. 05м с втрамбованием щебня толщ.010м
Прокладка инженерных сетей предусмотрена в траншеях и вынесена за пределы проезжей части автодорог. Расстояние между ними и сооружениями принято согласно действующих норм. Сети проложены в увязке с существующими сетями.
Земляные работы ведутся с соблюдением требований СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения основания и фундаменты».
Срезка грунта планировка обратная засыпка котлованов и траншей производятся бульдозерами 96 кВт мощ.130л.с. типа Д-492 одноковшовыми экскаваторами с ковшом емкостью 05м3; 025м3; 065м3.
При наличии грунтовых вод при производстве земляных работ производится открытый водоотлив Для водоотлива используются установки АВ-701А либо другие дизельные насосы.
Сброс откачиваемой воды производится по трубопроводам в пониженные места рельефа.
Требования к машинистам землеройной техникой. Перед началом работ машинист должен осмотреть все части землеройной техники. Запрещается оставлять машину без надзора при работающем двигателе. Во время работы одноковшовым экскаватором не допускается пребывание людей в опасной зоне (опасная зона – радиус стрелы экскаватора плюс 5м). Во время работы двигателя нельзя выполнять под машиной какие-либо работы. Не допускается работа землеройных машин под проводами действующей линии электроснабжения. При работе вблизи линии электропередачи необходимо соблюдать меры по безопасности. ГОСТ12.1.013-78 «Строительство. Электробезопасность»
9.2 Строительно-монтажные работы. Производство работ в зимнее время
Строительство сооружений:
Резервуар противопожарного запаса воды вместимостью 200 м3 - заглубленный с обвалованием из грунта. Стены и покрытие резервуара предусматриваются сборными железобетонными днище – из монолитного железобетона.
Очистные сооружения бытовых сточных вод и очистные сооружения производственных сточных вод – подземное сооружение выполненное в монолитном железобетоне с покрытием из сборных железобетонных плит.
Насосная станция перекачки очищенных сточных вод и насосная станция перекачки бытовых сточных вод – подземные сооружения из сборного железобетона диаметром 20 м с покрытием сборной железобетонной плитой с чугунным люком.
Пруд – испаритель – открытое земляное сооружение. Откосы и дно сооружения покрыты сборными железобетонными плитами.
Дизельная электростанция – оборудование заводского изготовления устанавливается на открытой бетонной площадке. Площадка армируется противо-усадочной арматурой.
Котельная – блочное здание полной заводской готовности с металлической дымовой трубой устанавливаемое на монолитную железобетонную плиту. Монтаж блоков котельной ведется гусеничным краном РДК-25 грузоподъемностью 25т.
Блок – боксы маслосистемы тоже полной заводской готовности устанавливаемый на ленточные фундаменты из фундаментных блоков. Монтаж блок - боксов производит автомобильный кран КС-4561 грузоподъемностью до 16т.
Площадка фильтров-грязеуловителей - бетонная по всей площади армирована противоусадочной арматурой. По периметру площадка ограждена бетонным бордюром.
Фундаменты под оборудование – монолитные бетонные и железобетонные. Для обслуживания оборудования предусматриваются стальные площадки и лестницы с перильным ограждением.
Здания выполненные из отдельных блок - модулей:
Жилищно-бытовой корпус административно- вспомогательный корпус контрольно - пропускной пункт производственный корпус материальный склад. Здания одноэтажные. Все выполнены из отдельных блок – модулей заводского изготовления соединенных между собой и представляющий собой единый комплекс.
Блок - модули представляют собой трехслойную конструкцию с обшивками из стального оцинковано-окрашенного листа и среднего слоя утеплителя с поперечно-ориентированным направлением волокон. В качестве утепляющего заполнения ограждающих конструкций каркасных зданий принят несгораемый материал – минвата URSA (НГ).
Стеновые панели имеют вариант изготовления со скрытым креплением.
Базальтовое волокно относится к категории негорючих материалов имеющих высокую степень огнестойкости.
Стальные конструкции каркасных зданий окрашиваются огнезащитными лакокрасочными составами повышающими степень огнестойкости зданий до степени –II разрешенными противопожарной службой ЧС РК.
9.3 Требования к строительно-монтажным работам
Проведение строительно-монтажных работ (СМР) предусматривается осуществлять как на свободной территории так и вблизи существующих сооружений. При монтаже сборных конструкций необходимо обратить особое внимание на строповку монтируемых блоков которые необходимо вести только за петли или специально обозначенные места. Работы необходимо вести в соответствии с ГОСТ 12.3.009-76 «Работы погрузоразгрузочные».
Монтаж сборных и железобетонных конструкций выполняется в соответствии с технологическими картами. Для производства монтажных работ рекомендуется использовать автокран типа КС-2561 грузоподъемностью до 63т автокран типа КС-4561 грузоподъемностью до 16т и гусеничный кран РДК-25 грузоподъемностью 25т МКГ-40 грузоподъемностью 40т.
Бетон товарный и раствор строительный приготовляются в построечных условиях. Устройство монолитных бетонных и железобетонных конструкций целесообразно организовать поточным методом с применением сборно-разборной инвентарной опалубки. Бетонная смесь изготовляется на растворобетонном узле строительной базы подрядчика. Подготовку арматурных элементов целесообразно производить в арматурном цехе строительной базы подрядчика.
При производстве работ по устройству монолитных бетонных и железобетонных конструкций следует руководствоваться рабочими чертежами и указаниями проекта производства работ согласно требованиям СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».
При производстве строительно-монтажных работ в холодное время года следует руководствоваться действующими техническими условиями предусматривающими окончание всех строительных процессов.
В течение всего зимнего периода продолжительность которого исходя из местных климатических условий составляет пять месяцев выполняются те работы которые можно проводить в холодных условиях.
Особое внимание следует уделить работам по устройству монолитных бетонных и железобетонных конструкций при низких температурах наружного воздуха. Необходимо применять химические добавки ускоряющие твердение бетона быстротвердеющие цементы высоких марок (М500) и высоко термические цементы.
Укладываемый бетон должен иметь положительную температуру для чего приготовление его должно выполняться с подогревом заполнителей и воды. Применяемые строительные растворы должны иметь температуру не ниже плюс 18°С. Для этого установки для замеса бетона и раствора оборудуются обогревательной системой и бетоны подвергаются паровой обработке для отвердения.
Зимние условия предъявляют особые требования к производству кровельных работ от выполнения которых зависит качество кровельных покрытий. Все подготовительные работы выполняют в теплых помещениях.
Монтаж сборных железобетонных конструкций сооружений целесообразно организовать автокранами или дизель электрическими кранами с учетом наличия их у генподрядчика.
Наиболее экономичный эффект дает организация монтажа сборных конструкций «с колес» – без промежуточного складирования конструкций на строительной площадке. Для этого необходимо четкая последовательность СМР в сочетании с четкой организацией монтажных работ и соблюдение технологической последовательности монтажа.
9.4 Сварочно-монтажные работы
При выполнении электросварочных и газопламенных работ необходимо выполнять требования настоящей главы СНиП а также Санитарных правил при сварке наплавке и резке металлов утвержденных Минздравом.
При производстве сварочно-монтажных работ необходимо соблюдать требования СНиП Ш-42-80* ВСН 006-89 ВСН 004-88.
Электроснабжение осуществляется от внешних существующих сетей. Питание постов ручной электродуговой сварки осуществляют от сварочных установок УСТ-21. При газовой сварке запрещается:
- выполнять сварочные работы при неисправной аппаратуре и шлангах;
- отогревать замерзшие ацетиленовые генераторы и их части открытым огнем раскаленными предметами для отогрева применять только горячую воду или пар;
- производить ремонтные работы газовых баллонов до выпуска находящегося в них газа и продувки выпускать газ следует за пределами опасной зоны;
- курить и пользоваться открытым огнем на расстоянии не ближе 10м от ацетиленового генератора баллонов с кислородом шлангов и газопроводов;
- оставлять баллоны газами на солнце без укрытия;
- оставлять ацетиленовые генераторы после окончания сварочных работ не очищенными от остатков карбида кальция и ила а реторты ящики и другие части генератора – непромытыми;
- продувать шланги кислородом в сторону генератора;
- увеличивать давление в ацетиленовом генераторе накладывая на колокол груз.
9.5 Принципы организации строительства автодороги
После выполнения основных земляных работ земляное полотно имеет грубое очертание. Правильность очертания земляного полотна в процессе производства работ контролируют дополнительными промерами визирками или нивелиром пользуясь разбивочными кольями.
Отделка и планировка обочин производится автогрейдером.
Перед постройкой подстилающего слоя должно быть построено и принято корыто. Непосредственно перед постройкой подстилающего слоя корыто должно быть проверено под шаблон и если необходимо то и спланировано вновь 1-2 проходами грейдера по одному следу и обязательно уплотнено моторным катком весом 8-10 т за 3-4 прохода по одному следу.
В проекте принят подстилающий слой из ПГС толщиной 15 см. Гравийно-песчаную смесь завозят в корыто автомобилями самосвалами и разгружают в конуса.
Материалы подстилающего слоя разравнивают автогрейдером затем уплотняют пневмоколесными катками. Сухой материал поливают водой. После устройства подстилающего слоя начинают устройство основания.
Основание принято из щебня толщиной слоя 20 см. Щебень на дорогу доставляют автомобили-самосвалы. Основание уплотняют сначала легкими или средними катками затем тяжелыми с поливкой водой. После приемки основания начинают работы по покрытию проезжей части.
Покрытие принято из холодной асфальтобетонной смеси. Асфальтобетонную смесь укладывают и уплотняют асфальтоукладчиками и вибробрусом.
После укладки и уплотнения смеси покрытие уплотняют сначала легкими самоходными катками весом 5-10 т затем тяжелым прицепными катками на пневмоходу весом 25т. Признаками окончания уплотнения является исчезновение следов от тяжелого катка.
Автодороги на территории площадки ГНПС Атасу запроектированы с учетом внешних и внутренних потоков а также противопожарного обслуживания площадки. Они обеспечивают надежную связь между сооружениями. Основной въезд на территорию осуществляется с существующей территории ГНПС Атасу. Сеть автодорог предусматривается по кольцевой схеме и надежно обеспечивает потребные технологические перевозки. На основании п.2.17 СНиП 2.11.03-93 противопожарные проезды вокруг резервуаров запроектированы в насыпи не менее 03м выше планировочной отметки земли. Поперечный профиль дорог принят полевого профиля. Ширина проезжей части дорог -35м обочин -15м. Покрытие автодорог проездов и площадок принято из однослойного асфальтобетона с обочинами из гравийно-песчанной смеси.
9.6 Контроль качества строительства
При производстве и приемке работ необходимо обеспечить контроль качества который должен производится в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85* «Организация строительного производства». Для этих целей необходимо создать участок контроля качества. Для повышения качества строительства необходимо осуществлять входной операционный и приемочный контроль.
При входном контроле проверяется соответствие металлоконструкций изделий и материалов стандартам паспортам проектным решениям и другим документам. Контролируется также соблюдение требований их разгрузки и хранения.
При операционном контроле должно проверяться:
-соблюдение заданной в ППР технологии выполнения строительно-монтажных работ;
-соответствие выполненных работ рабочим чертежам и действующим стандартам;
-строгое соблюдение последовательности выполнения строительно-монтажных работ при поточном строительстве.
При приемочном контроле подвергаются скрытые работы ответственные конструкции зданий и сооружений а также законченное строительство.
Также в зависимости от охвата контролируемых параметров (объем контроля) проводится сплошной контроль при котором проверяется все количество контролируемой продукции все стыки все конструкции вся поверхность основания и т.д.
В зависимости от применения специальных средств контроля (метод контроля) проводится:
-измерительный контроль выполняемый с применением средств измерений в том числе лабораторного оборудования;
-визуальный контроль – по ГОСТ 16504-81;
-технический осмотр - по ГОСТ 16504-81;
-инструментальный контроль применяется при установлении правильности и укладки трубопроводов в плане а также нивелировкой всех узлов точек уложенного трубопровода. Инструментальному контролю подлежат все сварные соединения при монтаже трубопроводов.
Сварные соединения качество которых требуется согласно проекту проверять при монтаже физическими методами или ультразвуковым методом в объеме 5% - при ручной или механизированной сварке и 2% - при автоматизированной сварке.
Контроль качества строительства должен осуществляться со стороны государственных и ведомственных органов.
9.7 Организация ремонта и технического обслуживания машин и автотранспорта
Для обеспечения эффективного использования строительной техники и автотранспорта на строительстве в составе производственной базы комплексного технологического потока предусматривается создание мастерской для осуществления ремонта и технического обслуживания строительных машин.
Проведение ремонта и технического обслуживания строительных машин и автотранспорта предусматривается осуществлять в планово-предупредительном порядке в сроки и объеме согласно требований действующих нормативов и инструкций по эксплуатации заводов-изготовителей. Основным объектом ремонтной базы служит участковая мастерская предназначенная для выполнения работ по диагностике ТО и текущему ремонту строительных машин.
Техническое обслуживание и текущий ремонт автотранспорта проводится на постах и эстакаде укомплектованных необходимым технологическим оборудованием и приборами.
На строительстве будет использоваться отечественная строительная техника. Из сложившейся отраслевой практики – организация ремонта и ТО отечественной техники и автотранспорта выполняет владельцами машин.
Базы для технического обслуживания и ремонта автомобилей решаются в местах дислокации автотранспорта.
Для бесперебойной работы механизмов важным обстоятельством является своевременное обеспечение и доставка на объекты строительства запасных частей узлов и агрегатов для ремонта и технического обслуживания строительных машин и автомобилей.
9.8 Грузоперевозки и потребность в транспортных средствах
Привозные материалы необходимые для строительства будут доставляться железнодорожным транспортом.
Станцией разгрузки материалов и конструкций а также технологического оборудования принимается железнодорожная станция ГНПС «Атасу» - жд. ст. Атасу
Средняя дальность возки 5 км где имеются соответствующие разгрузочные площадки и прирельсовые склады.
С железнодорожной станции до строительной площадки грузы перевозятся автотранспортом.
Дорожная сеть района представлена автомобильными дорогам.
В таблице 6 приведен набор транспортных средств необходимых для строительства.
Таблица 6 – Набор транспортных средств
Наименование транспортных средств
Бортовой автомобиль
Автомобили-самосвалы
Полуприцеп с борт. платформой
ПРИМЕЧАНИЕ: Замена одного вида транспорта другим может производиться при необходимости по эквиваленту удельной годовой нормы выработки.
9.9 Устройство складских площадок для хранения конструкций технологического оборудования
Складское хозяйство предусматривается в соответствии с действующими нормативами и правилами перевозки приемки хранения материалов и конструкций.
При организации складского хозяйства на территории рекомендуется предусмотреть следующие мероприятия:
- подъезды от основных магистралей к местам приемки и разгрузки рассчитанные на то чтобы в случае надобности по ним мог пройти автотранспорт большой грузоподъемности (16-60т).
- кольцевой проезд автомобилей с длинномерными изделиями на прицепах или полуприцепах.
Расчет потребности в складской площади ведется по нормативным показателям на 1 млн. тенге годового объема СМР.
С учетом территориального коэффициента к индексам установленным по отраслям и направлениям в составе отраслей учитывающие особенности изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ по областям.
Территориальный коэффициент по Карагандинской области - 102.
С учетом индекса цен перехода стоимости с цен 2005г в цены 1991г – коэффициент по Карагандинской области - 12464 и с 1991г в цены 1984г – 156.
Открытые складские площадки сборных конструкций располагаются в зоне действия монтажного крана.
Складирование конструкций на открытых площадках рекомендуется выполнять с соблюдением следующих требований:
-площадки должны иметь уплотненное земляное основание спланированное с уклоном 1-2% для стока атмосферных вод;
-покрытие подъездных дорог проездов между группой штабелей должны быть достаточно прочными чтобы обеспечить проезд гусеничного и автомобильного транспорта;
- между штабелями конструкций устраиваются проходы шириной не менее 1м;
- размеры штабелей по ширине и высоте определяются требованиями техники безопасности и грузоподъемностью крана;
- конструкции укладываются на подкладки из пиломатериалов высотой не менее 200мм.
Способы опирания конструкций должны исключать повреждение изделий а также соответствовать требованиям рабочих чертежей и технических условий.
Мелкое оборудование накапливается и хранится на приобъектных складах расположенных в пределах строительных площадок и площадочных сооружений не далее 1км.
Для хранения мелкоштучных материалов инструмента спецодежды и т.д. по трассам трубопроводов и воздушных линий предусмотреть передвижные склады-вагончики.
9.10 Электрохимзащита
Раздел электрохимическая защита от коррозии разработан в соответствии с действующими нормами и стандартами приведенными в разделе 1 и ниже :
- ГОСТ Р 51164-98 - Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;
- ГОСТ 9.602.89 - Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;
- РД 39-009-99 - Руководящий документ. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации магистральных нефтепроводов;
- СНиП 2.03.11-85* - Защита стальных конструкций от коррозии;
- РД 153-39.4-039-99 - Руководящий документ. Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН.
Электрохимической защите от почвенной коррозии подлежат все стальные трубопроводы а также внешняя поверхность днищ стальных резервуаров.
Для электрохимзащиты стальных подземных коммуникаций и внешних поверхностей днищ резервуаров на территории ГНПС Атасу предусматривается установить две станции катодной защиты (СКЗ).
Выпрямители СКЗ предусмотрено установить в помещении щитовой и помещении ЗРУ КТП и ЩСУ.
Металлические шкафы выпрямителей СКЗ присоединить к защитным заземлениям электрооборудования данных помещений стальной полосой.
Электропитание выпрямителей предусматривается от низковольтных щитов указанных помещений.
Для анодных заземлений СКЗ приняты глубинные заземлители которые в стесненных условиях площадки обеспечивают более равномерное распределение защитного тока между коммуникациями.
Длина заземлителя – 80 метров что обусловлено геоэлектрическим разрезом. Заземлитель состоит из колонны электросварных труб 219х8 опущенной в пробуренную скважину. Верхнюю часть заземлителя необходимо заизолировать на глубину 10 метров.
Для заземлителей могут быть использованы некондиционные трубы.
Для каждой СКЗ предусмотрено установить два заземлителя. Заземлители предусмотрено расположить вдоль границ площадки ГНПС и присоединить к выпрямителю медным кабелем.
Дренажные линии СКЗ выполняются медным кабелем который при пересечении с подземными коммуникациями прокладывается в асбестоцементных трубах.
Для измерения потенциала сооружение – земля” в точках дренажа СКЗ и в несколько других удобных точках предусматриваются контрольно-измерительные пункты (КИП) со стационарными медно-сульфатными электродами сравнения длительного действия.
В большинстве остальных точках измерения потенциалов должны выполняться методом выносного электрода”. При этом измерительный прибор присоединяется к сооружению в КИП или любом доступном месте (стенке резервуара выход трубопровода из земли на поверхность колодец) а переносной медно-сульфатный электрод устанавливается на грунт над подземным сооружением или за отмосткой у стенки резервуара.
Днища и нижние пояса внутренних поверхностей резервуаров могут находиться в контакте с подтоварной водой что вызывает коррозию.
Для защиты от коррозии вызываемой подтоварной водой внутренних поверхностей днищ и нижних поясов стальных резервуаров предусматривается протекторная защита в комплексе с защитным покрытием.
Протекторы устанавливаются на днищах резервуаров по концентрическим окружностям.
Для контроля за работой протекторов два протектора выполняются как контрольные.
1 Расчет толщины стенки нефтепровода
1.1 Расчет толщины стенки нефтепровода для несейсмичных участков
Расчет толщины стенки участка нефтепровода III категории
По стандарту СНиП 2.05-06-85 для расчета толщины стенки используются следующие формулы:
где: n=1.15 коэффициент надежности по нагрузке (по внутреннему давлению) принимается по табл.13 СНиП 2.05-06-85;
P - расчетное давление МПа;
D - наружный диаметр трубопровода мм;
R - расчетное сопротивление материала трубы МПа;
R - нормативное сопротивление растяжению для X60 возьмем 517 МПа;
m=0.9 коэффициент условий работы по табл.1 СНиП 2.05-06-85;
k=1.47 коэффициент надежности по материалу по табл.9 СНиП 2.05-06-85;
k=1.0 коэффициент надежности по эксплуатации по табл.11 СНиП 2.05-06-85.
Подставляем значения для участка ГНПС Атасу - №8 УППОУ 0– 30 км:
Полученные расчетные значения толщины стенки округляем до ближайшего большого по сортаменту равного 87 мм.
Окончательный расчет предоставлен в следующей таблице 7.
Таблица 7– Результаты расчетов
Рабочее давление МПа
Расчетная толщина стенки мм
Выбранная толщина стенки мм
1.2 Расчет толщины стенки для сейсмического района 8 и 9 баллов
Расчет толщины стенки трубы для прямого участка нефтепровода в сейсмическом районе 8 баллов
По СНиП 2.05-06-85 при прокладке трубопровода в сейсмическом районе 8 и больше баллов в проекте необходимо предусматривать влияние землетрясения. Для расчета применяются следующие формулы:
где: - совмещенное напряжение;
- внутренний диаметр трубопровода мм;
R - расчетное сопротивление растяжения для обычных участков III категории 31653 МПа;
n=0.8 совмещенный коэффициент по перепаду давления;
n=0.9 совмещенный коэффициент по внутреннему давлению;
коэффициент линейного расширения;
МПа модуль упругости материала;
- расчетный температурный перепад 40С;
коэффициент Пуассона;
n=1.15 коэффициент надежности по нагрузке (по внутреннему давлению) принимается по табл.13 СНиП 2.05-06-85;
m=0.6 коэффициент защемления трубопровода в грунте;
- коэффициент степени ответственности трубопровода для района 8 баллов возьмем 1.5;
=1.0 коэффициент повторения землетрясения;
- класс ускорения землетрясения для сейсмического района 8 баллов возьмем 363 смc;
МПа модуль упругости материалов;
- период главного колебания для сейсмического района 0.30 с;
смc класс скорости продольной сейсмической волны;
Подставляем значения для участка 759 – 792.6 км:
Окончательный расчет предоставлен в следующей таблице 8
Таблица 8– Результаты расчетов
Расчет толщины стенки трубы для прямого участка нефтепровода в сейсмическом районе 9 баллов
Между КР907 – КР962.2 находится сейсмический район в 9 баллов.
По СНиП 2.05-06-85 при прокладке трубопровода в сейсмическом районе 8 и больше баллов в проекте необходимо предусматривать влияние землетрясения. Для расчета применяются следующие формулы:
- расчетный температурный перепад 40С положительный при нагревании;
- коэффициент степени ответственности трубопровода для района 8 баллов возьмем 2.25;
- класс ускорения землетрясения для сейсмического района 8 баллов возьмем 537 смc;
- период главного колебания для сейсмического района 0.46 с;
Подставляем значения для участка 907 – 962.2 км:
Полученные расчетные значения толщины стенки округляем до ближайшего большого по сортаменту равного 9.5 мм.
2 Выбор толщины стенки трубы
По результатам расчетов при определении толщины стенки нефтепровода выбираем толщины стенки по сортаменту. Результаты представлены в таблице 9
Таблица 9– Выбор толщины стенки трубы
Сейсмический район 8 баллов
Сейсмический район 9 баллов
Пересечения болота линии электропередачи 500 кВт линии связи устройства для приема и запуска скребка (очистного сооружения)
На данных участках толщина стенки равна 11.9 мм.
3 Гидравлический расчет трубопровода
Перекачка нефти 20 млн. тгод.
Протяженность трубопровода 9622 км.
Диаметр трубы 813 мм.
Расчетная плотность нефти при 20С равна 8294 кгм.
Расчетная вязкость нефти при 20С равна 614 ммс.
Давление развиваемое насосной станцией 58 МПа остаточное давление в конце перегона 015 МПа.
Разность нивелирных отметок начала и конца трубопровода 380 м.
Определяем секундный расход нефти:
где: G – среднегодовая производительность нефти тгод;
- расчетная плотность нефти кгм;
В соответствии с нормами технологического проектирования расчетное число дней перекачки принимаем равным 350.
Подставляем числовые значения:
Диаметр трубопровода 813 мм (трубы изготовлены из стали API 5L Х60). В соответствии со СНиП 2.05-06.85: нормативное сопротивление растяжению для Х60 возьмем 517 МПа; коэффициенты: коэффициент условий работы 0.9 коэффициент надежности по нагрузке 1.15 коэффициент надежности по материалу 1.47 коэффициент надежности по эксплуатации 1.
Определим расчетное сопротивление материала трубы:
R - нормативное сопротивление растяжению МПа;
m - коэффициент условий работы;
k - коэффициент надежности по материалу;
k- коэффициент надежности по эксплуатации.
Необходимая толщина стенки трубы:
где: n - коэффициент надежности по нагрузке;
Полученные расчетные значения толщины стенки округляем до ближайшего большого по сортаменту равного 8.7 мм.
Следовательно внутренний диаметр равен 795.6 мм.
Находим среднюю скорость течения нефти:
где: Q - секундный расход нефти мсек;
d – внутренний диаметр трубы мм.
Вычислим первое переходное число Рейнольдса при эквивалентной шероховатости K=0.015 мм (принимается по [1]).
Относительная шероховатость:
Переходное число Рейнольдса:
Находим число при движении нефти по трубопроводу:
где: v – кинематическая вязкость мсек.
Имеем турбулентный режим в зоне гидравлически гладкого трения.
По формуле Блазиуса вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления:
Определим гидравлический уклон:
Потери на трение для всего трубопровода:
Полная потеря напора при условии что потери на местные сопротивления составляют 41 м (около 1% от потерь на трение) составит:
где: - потери на местные сопротивления м;
- разность нивелирных отметок начала и конца трубопровода м.
Напор развиваемый одной насосной станцией:
где: - давление развиваемое насосной станцией МПа;
- остаточное давление в конце перегона МПа.
Необходимое число насосных станций (один эксплуатационный участок) равно:
При округлении расчетного числа станций в меньшую сторону т. е. принять суммарного напора развиваемого шести насосными станциями будет недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление трубопровода с помощью лупинга приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали. Тогда для турбулентного режима течения определим:
Если то при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб (m=0.25) =0.296.
Определим необходимую длину лупинга:
Размещение насосных станций и лупингов на трассе трубопровода показано на рисунке
РАСЧЕТ И ПРОГРАММИРОВАНИЕ НА ЭВМ
В этом разделе был произведен «Расчет толщины стенки трубопровода» на ЭВМ с применением программы Microsoft Visual Basic. Для создания программы были использованы операторы ввода и вывода информации математические функции а также операторы условного перехода с различными вариантами заданий. Целью этого расчета является подтверждение аналитических расчетов проведенных в расчетной части.
Система Microsoft Visual Basic содержит интерпретатор осуществляющий непосредственное выполнение программы на языке программирования высокого уровня и редактор текстов программ.
Нормативное сопротивление Па .. R1H=517000000
Коэффициент однородности материала .K1=1.47
Коэффициент условия работы материала M1=0.8
Коэффициент условия работы трубопровода . M2=0.9
Рабочее давление Па . .P=5800000
Наружный диаметр мм DH=813
Коэффициент линейного расширения 1C ..AT=0.000012
Модуль упругости материала трубы Па . E=206000000000
Температурный перепад градус . .T=40
Коэффициент надежности по нагрузке NP=1.15
Коэффициент Пуассона .. G=0.3
Private Sub Command Button1_Click ()
Dim R_1H As Single K_1 As Single
Dim C As Single P_1 As Single
Dim D_H As Single R_1 As Single
Dim S_1 As Single E As Single
Dim A_T As Single E_1 As Single T_1 As Single
Dim G_1 As Single N_P As Single
Dim F As Single G As Single
Dim H As Single I As Single
R_1H = Worksheets ("Лист1").Range ("R_1H").Value
K_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("K_1").Value
I_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("_1").Value
I_2 = Worksheets ("Лист1").Range ("_2").Value
R_1 = R_1H * K_1 * _1 * _2
Worksheets ("Лист1").Range ("R_1").Value = R_1
R_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("R_1").Value
D_H = Worksheets ("Лист1").Range ("D_H").Value
P_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("P_1").Value
S_1 = (P_1 * D_H) (2 * (R_1 + _1))
Worksheets ("Лист1").Range ("S_1").Value = S_1
S_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("S_1").Value
Worksheets ("Лист1").Range ("D_B_1").Value = E
A_T = Worksheets ("Лист1").Range ("A_T").Value
E_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("E_1").Value
G_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("G_1").Value
N_P = Worksheets ("Лист1").Range ("N_P").Value
F = (-A_T * E_1) + (G_1 * (N_P * P - D_B (2 * S_1)))
Worksheets ("Лист1").Range ("Summa").Value = F
Summa = Worksheets ("Лист1").Range ("Summa").Value
G = ((1 - 0.75 * F ^ 2 R_1 ^ 2)) ^ 0.5 - (0.5 * F R_1)
Worksheets ("Лист1").Range ("koeff").Value = G
koeff = Worksheets("Лист1").Range("koeff").Value
H = (N_P * P_1 * D_H) (2 * (G * R_1 + N_P * P_1))
Worksheets ("Лист1").Range ("S_2").Value = H
S_2 = Worksheets ("Лист1").Range ("S_2").Value
Worksheets ("Лист1").Range ("D_B_2").Value = I
Результаты расчетов:
Расчетное сопротивление Па ..R1=316192832
Толщина стенки трубопровода мм .S1=8.30871868
Внутренний диаметр мм DB1=795.38257
Продольное напряжение Па .. .=-2472000
Коэффициент напряженного состояния трубы 1=0.968251
Пересчитанная толщина стенки мм S2=8.684491
Пересчитанный внутренний диаметр мм .DB2=794.231
Выполненная в разделе «Расчет на ЭВМ» программа может быть использована для расчета толщины стенки трубопровода с различными вариантами исходных данных.
Результаты расчета на ЭВМ полностью совпадают с результатами расчета математическим путем приведенным в разделе «Технологическая часть» подразделе 2.1.2 «Расчет толщины стенки для сейсмического района 8 и 9 баллов». Расчет трубопровода на прочность при внутреннем давлении 4.8 МПа и наружным диаметром 813 мм показывают что толщина стенки равна 87 мм с учетом двухосного напряженного состояния трубопровода.
Строительство нефтепровод Казахстан-Китай имеет большое значение для дальнейшего развития дружественных и добрососедских отношений между двумя странами. Реализация данного проекта принесет следующие экономические и социальные эффекты:
) Увеличение объема экспорта нефти из Казахстана в Китай;
) Развитие разведки и разработки нефтяных месторождений на территории Казахстана;
) Снабжение нефтью нефтеперерабатывающих заводов;
) Строительство инфраструктур и промышленности вдоль трассы нефтепровода;
) Увеличение доходов от налогов в государственный и местный бюджеты;
) Развитие организации по производству материалов и оборудования увеличение трудовых ресурсов;
) Укрепление экономических и политических отношений между Казахстаном и Китаем.
2 Технико-экономические показатели проекта
2.1 Основные подходы и допущения
В данном разделе приведен расчет экономической эффективности проекта на строительство участка Атасу-Алашанькоу. В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на производственные расходы; налоги и отчисления а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как эксплуатационных затрат так и налогооблагаемой прибыли. Из-за округлений полученных результатов суммы могут несколько отличаться по величине.
Горизонт оценки экономической эффективности проекта составляет 30 лет.
Величина процентной ставки прибыли предусмотрена в размере 15%.
Ставка дисконтирования – 10%.
Срок амортизации – 30 лет.
Амортизационные расходы определялись как для целей налогообложения так и для внесения в эксплуатационные затраты.
Амортизационные отчисления для целей налогообложения определены по группам и подгруппам основных средств согласно Закона Республики Казахстан от 24.04.1995г. «О налогах и других обязательных платежах в бюджет»:
- амортизационные отчисления согласно Стандартам Бухгалтерского учета – 3.3%;
- амортизационные отчисления согласно Налоговому Кодексу РК – 10.8%.
При расчете тарифа учтен налог на имущество – 1% и корпоративный подоходный налог в размере 30% от налогооблагаемого дохода.
В период 2006г-2010г объем перекачки нефти составит 10 млн. тг и после 2011 г объем перекачки составит 20 млн. тг.
Протяженность нефтепровода – 962.2 км.
Грузооборот по 1-этапу – 9622 млн.т.км по 2-этапу – 19244 млн.т.км.
Курс доллара принят на момент разработки ТЭЧ проекта – 130 тенге.
2.2 Источники финансирования
Выбор подходящего источника финансирования – это трудная задача для инвесторов в процессе финансирования. С непрерывным развитием и совершенствованием международного рынка капитала рождались разнообразные источники финансирования. Конкретные каналы «финансирования компании» и «финансирования проекта» являются сходными. Долговый капитал Проекта возможно финансировать через следующие каналы:
) Кредитование из коммерческих банков
Кредитование из коммерческих банков является самым крупным источником изыскания средств на проект в международной практике поскольку они обладают способностью оценки риска кредитования для проекта. Во многих международных коммерческих банках работают инженеры и финансовые специалисты которые способны произвести оценку возможных исходов при различных источниках финансирования и прогнозировать разнообразные риски в проекте. Теперь на большинство крупных проектов средства изыскиваются именно путем кредитов международных банков. На международном финансовом рынке коммерческие кредиты в основном выдают совместные английские американские немецкие швейцарские японские и Гон-Конгские банки.
) Кредитование из организации по «экспортному кредиту»
«Экспортный кредит» в основном разделяется на кредит продавцов и кредит покупателей. Экспортный кредит как одна из схем международного кредита является одним из способов финансирования. Государство в целях поддержки и расширения отечественного производства повышения его конкурентоспособности выдает субсидии на проценты и представляет гарантии на кредит; этим государство стимулирует отечественные банки предоставлять отечественным экспортерам или иностранным импортерам кредит с низким процентом и таким образом помогает отечественным экспортерам преодолеть трудности в денежном обороте и удовлетворить иностранных импортеров в выплате кредитов отечественным экспортерам.
Данная схема является эффективным средством для любой страны в завоевании рынков и расширении продажи товаров.
) Подчиненные кредиты
С точки зрения изыскания средств на проект «подчиненные кредиты» обозначают те средства которые инициаторы проекта обеспечивают для того чтобы усилить уверенность у основных кредиторов в выдаче денежных средств и заставляют основных кредиторов ослаблять условия для выдачи кредитов. Инициаторы или акционеры проекта участвуют в процессе финансирования не только путем предоставлении акционерного капитала но и «подчиненных кредитов».
) Государственные кредиты
«Государственные кредиты» обозначают те льготные кредиты которые предоставляет правительство одной страны правительству другой страны с использованием государственных финансов или казны. Данный кредит используется в двух направлениях: первое из них – непосредственно для кого-либо определенного проекта заемной страны. Второе – кроме вышеназванного кредита покупателей государство выдает также и частично государственный кредит чтобы он пользовался совместно с кредитом покупателей. Самое большое преимущество государственного кредита выражается в его низком проценте и даже без процента. Данный кредит обладает свойством добровольной поддержки.
) Кредиты из многосторонних финансовых организаций например Мирового банка
Кредиты из многосторонних финансовых организаций как Мирового банка также являются одним из важных источников изыскания средств. В них включаются следующие мировые и региональные банки как Мировой банк Мировая Финансовая Компания Европейский банк возрождения и развития Азиатский банк развития и Среднеамериканский банк развития и т.д.
) Средства инвесторских организаций
В средства инвесторских организаций включаются кредиты компании по страхованию жизни пенсионный и филантропический фонд и т.д. Инвесторы этих организаций обладают крупными средствами на мировом рынке и в связи с этим они могут предоставлять весомые средства для развития энергетики транспорта связи также и других инфраструктур во многих развивающихся странах мира.
) Средства участников проекта
«Участники проекта» обозначают поставщиков материалов покупателей продукции проекта потребителей сервисного оборудования подрядчиков и операторов проекта. Они также могут предоставить средства для проекта.
Схема финансирования обозначает канал изыскания средств на какое-либо назначение который является одним из видов совокупных средств на проект например акционерный и долговой капиталы и т.д.
В тех случаях когда в задании на проектирование отсутствуют сведения о схеме финансирования рекомендуется использование проектной схемы финансирования.
Это условно принимаемая схема. Ее цель – оценить возможные параметры финансирования обеспечивающие финансовую реализуемость проекта и эффективность (положительный ЧДД) участия в нем.
При использовании проектной схемы финансирования рекомендуется:
- Принимать безрисковую норму дисконта и реальный депозитный процент на уровне ставки
- Все требующиеся для реализации проекта средства считать состоящими только из собственных и заемных средств;
- Все заемные средства считать взятыми в одной и той же валюте и под одинаковый процент;
- Объем заемных средств принимать минимально необходимым для реализуемости проекта;
- Выплаты по займам на каждом шаге принимать максимально возможными из условии реализуемости проекта.
При первом способе задаются структура капитала (соотношение собственных и заемных средств) и кредитный процент после чего определяются срок погашения долга и эффективность участия в проекте.
При втором способе эти условия не задаются а требуется рассчитать максимально возможную реальную процентную ставку и срок возврата и обслуживания долга в зависимости от структуры капитала при условии реализуемости проекта и положительности ЧДД проекта в целом и участия в нем.
Для проведения расчета экономической эффективности данного проекта принят вариант при котором 14% стоимости проекта является акционерным капиталом и 86% заемными средствами финансовых организации (кредиторов).
Источник средств для проекта совместной компании является следующим:
Акционеры вложат 14% совокупного капитала в качестве уставного капитала а остальные 86% капитала будут изысканы акционерами по пропорции их акции или путем кредитования из финансовых организаций на основании гарантии акционеров.
Годовая процентная ставка на кредитный капитал принята в размере 8.5% срок кредита 15 лет.
2.3 Капитальные вложения
Капитальные вложения в строительство участка Атасу-Алашанькоу определены согласно сводного сметного расчета с применением индексации и составляет 786362 тыс. долл. для 1-этапа 38576 тыс. долл. для 2-этапа.
В проект включено строительство участка нефтепровода Атасу-Алашанькоу (с учетом строительство НПС № 9 НПС №11-АВП реконструкция ГНПС «Атасу») протяженностью 962.2 км.
Затраты на строительство включают затраты на прокладку труб станции катодной защиты линейные задвижки НПС автоматизацию связь электроснабжение и т.д.
Оборудование и материалы импортируемые из стран СНГ не облагаются таможенной пошлиной.
Таможенная пошлина импорта оборудования и материалов из других стран составляет: 10% для насосов и клапанов 11% для приборов.
Расходы на комиссионные составляют 0.2%.
Другие расходы на хранение страхование и транспорт составляют 13%.
Структура капитальных вложений приведена в следующей таблице 10
Таблица 10– Капитальные вложения в строительство участка Атасу-Алашанькоу
Капиталовложения (с НДС)
- СКАДААвтоматизация
- Вспомогательные объекты
Прочие расходы постоянных активов
2.4 Эксплуатационные затраты
В соответствии со спецификой перекачки нефти магистральными трубопроводами в эксплуатационные затраты включаются затраты на материалы на потери нефти при перекачке топливные затраты энергозатраты расходы на ремонт и техническое обслуживание зарплата персонала и отчисления на социальное страхование на депрессанты административные расходы амортизационные отчисления и прочие необходимые расходы.
) Для расчета амортизационных отчислений принята линейная методика. Срок амортизации 30 лет норма амортизации 3.3%.
) Цена на нефть технологических потерь при перекачке и цена на нефть используемую как топливо принята в размере 137.5 USDt. Потери нефти приняты в размере 0.2% от годового объема перекачки нефти.
) Цена на энергию – 0.035 USDкBт*час. Тариф на потребляемую электроэнергию взят по данным Восточного филиала.
) Нормативы затрат на химреагенты (депрессанты и т.д.) рассчитывались в граммах на одну единицу продукции соответствующего технологического процесса например: грамм на тонну нефти поступающей на подготовку и др.
Цена на реагент – 2780 т.
) Численность обслуживающего персонала составляет 203 человек.
По действующему налоговому законодательству Казахстана во время эксплуатации трубопроводного проекта необходима выплата следующих налогов:
Подоходный налог с юридических лиц - 30% от налогооблагаемого дохода (прибыли);
Налог на землю - по площади и категории земель;
Налог на имущество - 1% от остаточной стоимости активов;
Налог на транспорт - по видам и мощности транспортных средств.
При расчете экономических показателей учтены подоходный налог с юридических лиц - 30% и налог на имущество - 1%.
3 Показатели экономической эффективности проекта
Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:
) Внутренняя норма прибыли (IRR);
) Дисконтированный поток денежной наличности – (NPV) при норме дисконта - 10%;
) Тариф на перекачку нефти;
) Срок окупаемости капитальных вложений.
Показатель – период окупаемости определяемый временем возмещения капитальных вложений чем меньше значение этого показателя тем эффективнее рассматриваемый вариант.
Важнейшим показателем эффективности проекта является чистый дисконтированный доход – ЧДД (другие названия NPV интегральный эффект) который рассчитывается по формуле:
где: Ф - денежный поток;
- коэффициент дисконтирования.
Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо чтобы ЧДД проекта был положительным; при альтернативных проектах предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности).
Показатель – внутренняя норма прибыли (IRR или ВНД или внутренняя норма дисконта) определяет норму прибыли на вкладываемый капитал.
Для оценки инвестиционного проекта значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта – Е. Инвестиционные проекты у которых ВНД>Е имеют положительный ЧДД и являются эффективными.
Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала по методике определяется от ежегодного денежного потока.
Тарифы на перекачку нефти по участку Атасу-Алашанькоу рассчитаны по варианту:
- единый тариф (по первому году эксплуатации) при постоянном объеме перекачки (для участка Атасу-Алашанькоу рассчитан при объеме 10 млн. тг и при объеме 20 млн. тг). Протяженность – 962.2 км.
Транспортные тарифы рассчитываются на основе тарифного дохода (общей стоимости услуг) определяемого по формуле:
Тарифный доход = Общие затраты + Прибыль на задействованные активы
Прибыль = Задействованные активы Процентная ставка прибыли
Процентная ставка прибыли рассчитываются в виде средневзвешенной величины по формуле:
(Собственный капитал А%)
где: А - процентная ставка прибыли на собственный капитал предприятия.
Удельный тариф на перекачку нефти рассчитывается по каждому тарифному объекту отдельно за 1 тонну на 1000 км по формуле:
где: ТД - тарифный доход от перекачки нефти по данному тарифному объекту млн. тенге;
Г - грузооборот перекачки нефти по данному тарифному объекту млн.тонн.км.
4 Анализ чувствительности
Проведен анализ устойчивости проекта к изменению следующих факторов:
- Объема перекачки нефти;
- Капитальные вложения;
- Эксплуатационные затраты;
- Тариф на перекачку нефти.
Были изучены последствия для NPV как при увеличении так и при уменьшении значений одной из этих переменных до 20% не меняя при этом значения остальных переменных. Последствия таких изменений представлены в Приложении - на рисунке.
Расчет анализа чувствительности проекта и экономическая модель денежных потоков по вариантам приведены в Приложении.
Как видно из графика проект чувствителен к изменению капитальных затрат тарифу трубопровода. Влияние изменения эксплуатационных затрат на NPV незначительно.
По результатам экономического анализа можно сделать следующие выводы:
Основные экономические показатели проекта это ВНП денежные потоки и срок окупаемости проекта находятся в разумных пределах.
На первом этапе при объеме транспортировки – 10 млн.тн. вложенные средства не окупаются только при увеличении объема транспортировки до 20 млн.тн кумулятивный денежный поток приобретает положительные значения.
Срок окупаемости находится в нормативных пределах и составляет 7 лет.
Проект чувствителен к изменению капитальных вложений и тарифу транспортировки нефти.
Основные технико-экономические показатели приведены в следующей таблице 11.
Таблица 11– Основные технико-экономические показатели нефтепровода Атасу-Алашанькоу
Объем транспортировки тыс.т
Тарифная выручка 1-го года эксплуатации тыс.
Общая численность работающих чел:
в том числе рабочих чел
Общая стоимость строительства тыс.
Удельные капитальные вложения т
Единый тариф (тариф по первому году эксплуатации) т
Дисконтированный поток наличности (NPV) при едином тарифе (на весь горизонт расчета) тыс.
Внутренняя норма доходности (IRR) при едином тарифе (на весь горизонт расчета) %
Срок окупаемости при едином тарифе (на весь горизонт расчета) лет
1 Анализ опасных и вредных производственных факторов. Анализ риска аварийных ситуаций на участке нефтепроводной системы «Атасу - Алашанькоу»
По статистике трубопроводный транспорт – самый надежный способ транспортировки нефти и газа. При нормальных условиях эксплуатации объекты трубопроводного транспорта нефти не представляют опасности для населения. В тоже время ежегодно в мире происходит около 1500 аварий на нефте- и газопроводах 4% которых приводят к человеческим жертвам и значительному материальному ущербу. При относительной безопасности трубопроводного транспорта нефти крупные аварии на нефтепроводах могут иметь весьма значительные негативные последствия. Ущерб от подобных аварий исчисляется десятками миллионов долларов. Следовательно основным источником опасности объектов трубопроводного транспорта нефти для населения и природной среды являются аварийные ситуации.
Количественная характеристика безопасности объектов трубопровода определяется на основе анализа риска аварийных ситуаций.
Риск аварийных ситуаций определяется как сочетание частоты (вероятности) аварии и ее последствий.
Вероятность аварийных ситуаций оценивается исходя из анализа статистических данных об аварийности магистральных нефтепроводов перекачивающего и другого оборудования а также резервуаров с учетом региональных коэффициентов и параметров оборудования.
Количественная характеристика последствий аварии выражается в величине возможных людских потерь.
Величина возможных людских потерь определяется с учетом поражающих факторов и размеров зон поражения.
1.1 Идентификация опасностей
Аварийные ситуации на объектах магистрального трубопровода (НПС) возникают в результате действия различных факторов отражающих особенности проектирования строительства и эксплуатации оборудования и трубопроводов в конкретных условиях окружающей природной и социальной среды. На основе статистических данных аварийности выделено 10 групп факторов влияющих на возникновение аварийных ситуаций. Для каждой группы факторов (опасностей) определены весовые коэффициенты характеризующие вклад данной группы в общую статистику отказов.
Таблица 12 – Факторы аварийности
Наименование группы факторов
Внешние антропогенные воздействия
Атмосферная коррозия
Качество производства труб и оборудования
Качество строительно-монтажных работ
Качество и сроки испытаний
Конструктивно-технологические факторы
Природные воздействия
Эксплутационные факторы
Как видно из таблицы опасности возникновения аварийных отказов связаны в основном с качеством изготовления и монтажа трубопровода и оборудования (30%) коррозионными процессами (24%) внешними (20%) и природными воздействиями (10%)
При авариях на НПС №9 в силу каких-либо из перечисленных выше причин развитие аварийной ситуации может происходить по одному из двух наиболее вероятных сценариев:
- разлива нефти по поверхности земли (при разгерметизации оборудования и переливах в резервуарных парках) без воспламенения нефти;
- разлива нефти по поверхности земли утечка или разгерметизация оборудования сопровождающихся пожаром на поверхности разлива.
Развитие аварийной ситуации по первому сценарию представляет опасность главным образом для природной среды. При этом непосредственная угроза жизни рабочего персонала невелика поскольку пары нефти обладают малой токсичностью и не могут привести к летальным последствиям даже при формировании зон с высокой концентрацией паров углеводородов в месте аварии.
При развитии аварийной ситуации по второму сценарию угроза жизни рабочего персонала возрастает в силу достаточно высокой токсичности продуктов горения нефти поступающих в атмосферу а также термического воздействия пожара.
1.1.2 Резервуарные парки НПС
Причины аварийных ситуаций в резервуарных парках НПС связаны в основном с разрушением (полным или частичным) резервуаров и пожарами в резервуарных парках технологических насосных печах подогрева нефти а также разгерметизацией технологического оборудования (сальниковых уплотнений насосов запорной арматуры разгерметизации трубопроводов).
Вероятность разгерметизации технологического оборудования и разрушения резервуара формируется за счет действия различных факторов включая механические и коррозионные повреждения дефекты конструкции и монтажа а также при активизации оползневых процессов землетрясение наводнение и другие стихийные бедствия.
Причины возникновения пожара обусловлены как правило образованием взрывоопасных концентраций паров углеводородов в резервуаре или обваловании и закрытых помещениях насосных станций в печах подогрева при активизации источника воспламенения (инициирования) взрывоопасной смеси.
Источниками взрывоопасности являются:
- выделение паров углеводородов нефти в процессе больших и малых дыханий резервуаров;
- нерегламентированные утечки нефти из технологического оборудования и технологических трубопроводов;
- сброс подтоварной воды загрязненной нефтью из резервуаров;
- утечки нефти из аварийных резервуаров и подводящих трубопроводов;
- разлив нефти при разрушении резервуаров.
Источники инициирования взрывоопасных смесей на отечественных объектах хранения нефти и нефтепродуктов приводятся в следующей таблице.
Таблица 13 – Источники инициирования взрывоопасных смесей
Источники зажигания при подготовке и проведении ремонтных работ на резервуарах трубопроводах и насосных станциях
Атмосферное электричество
Статическое электричество
Неисправность оборудования
Другие источники (поджог самовозгорание фрикционные искры открытое пламя и т. д.)
Таким образом основными источниками воспламенения паров углеводородов на объектах магистральных нефтепроводов являются ремонтные работы и другие источники приводящие к образованию искр или открытого пламени.
1.2 Вероятность аварийных ситуаций
1.2.1 Аварии в резервуарных парках
В состав трубопроводной системы «Магистральный нефтепровод Атасу- Алашанькоу» входит НПС №9 с резервуарными парками.
По условиям технологии хранения и проведению сливных-наливных операций а также учитывая большие объемы нефти хранящийся в резервуарах они являются наиболее опасным источником угрожающим жизни рабочего персонала и нанесения ущерба окружающей среде в случаях перелива разлива при разгерметизации резервуарного оборудования и при возникновении пожара. Для аварий в резервуарных парках характерны следующие основные сценарии развития аварийных ситуаций:
СР1 – утечка нефти из поврежденного резервуара без пожара;
СР2 – пожар разлития - горение нефти и углеводородов испаряющихся с поверхности разлива;
СР3 – взрыв газового облака образованного смесью паров испарившихся углеводородов и воздуха в пределах участка обвалования.
Обваловка резервуаров рассчитана на удержание разлитой нефти в количестве эквивалентном объему одного резервуара. Благодаря принимаемым проектно-конструктивным решениям нефть не сможет распространиться за пределы резервуарного парка.
При развитии аварии по сценарию СР1 будут выделяться пары летучих органических соединений (ЛОС) которые могут оказать кратковременное воздействие на окружающую среду в непосредственной близости от объекта.
При воспламенении нефти сопровождающимся пожаром (СР2) но без взрыва выделяемое тепло приведет к повышению концентрации летучих органических соединений. Основная часть выделившихся ЛОС сгорит но общее их количество будет больше по сравнению с предыдущим сценарием. Кроме того опасность будут представлять большие концентрации продуктов горения нефти в атмосферном воздухе и высокие температуры в зоне пожара.
Выделяющиеся при разливе нефти ЛОС могут накопиться на территории резервуарного парка до взрывоопасной концентрации и случайно воспламениться от какого-либо местного источника пламени. В таком случае воздействие на окружающую среду примет форму ударного воздействия (волны сжатия) возникшего в результате взрыва.
С точки зрения угрозы жизни персонала опасность представляют аварии сопровождающиеся пожарами и взрывами (СР2 и СР3).
1.2.2 Аварии технологического оборудования
Системы «Магистральный нефтепровод Атасу - Алашанькоу» включают НПС №9.
Комплекс технологического оборудования использованный для эксплуатации данных объектов включает в себя технологические трубопроводы перекачивающие насосы печи подогрева дренажные емкости и другие виды оборудования.
Технологические процессы проходящие в них герметичны. В целях предотвращения утечек и возможности превышения рабочего давления устанавливается визуальный и дистанционный контроль. Производится регулярные плановые и предупредительные ремонты оборудования своевременная тарировка предохранительных устройств.
При соблюдении всех необходимых требований правил техники безопасности газовой безопасности и правил по эксплуатации оборудования возможность аварий технологического оборудования минимальна.
2.1 Производственная санитария
2.1.1 Санитарно-гигиенические условия труда
В помещениях НПС № 9 с повышенным уровнем шума в случае требующего присутствия обслуживающего персонала проектом предусматривается операционное помещение с шумовой изоляцией или специальный режим работы с применением средств защиты органов слуха.
Обеспечить санитарно-гигиенический контроль за качеством питьевой воды применение соответствующих мер в случае отклонения качества от стандартных требований.
Обслуживающий персонал укомплектовать средствами защиты. На время строительства и при режиме эксплуатации с наличием обслуживающего персонала должны быть установлены необходимые сооружения и средства охраны труда медицинского и бытового обеспечения отопления канализации освещения вентиляции кондиционирования воздуха.
Предприятия должностные лица работники обязаны обеспечивать содержание и эксплуатацию производственных и санитарно-бытовых помещений рабочих мест технологического оборудования в соответствии с санитарными нормами и гигиеническими нормативами.
Воздух производственных территорий и помещений должны соответствовать установленным нормативам. Контроль загазованности осуществляется в установленном на предприятии порядке.
Предприятия должностные лица и работники обязаны обеспечивать сбор переработку обезвреживание и захоронение производственных и бытовых отходов и содержание территории в соответствии с санитарными правилами и нормами.
Рабочие руководители специалисты и служащие строительных организаций обеспечиваются спецодеждой спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты с учетом вида работы и степени риска.
Рабочие и инженерно-технические работники без защитных касок и других необходимых средств индивидуальной защиты к выполнению работ не допускаются.
Подготовка к эксплуатации санитарно-бытовых помещений и устройств для работающих на строительной площадке объекта должна быть закончена до начала основных строительно-монтажных работ и пуска в эксплуатацию.
Рабочие руководители специалисты и служащие занятые на строительных объектах обеспечиваются санитарно-бытовыми помещениями (гардеробными сушилками для одежды и обуви душевыми помещениями для приема пищи отдыха и обогрева комнатами гигиены женщин и туалетами).
На каждом объекте строительства и эксплуатации выделяются помещения или места для размещения аптечек с медикаментами носилок фиксирующих шин и других средств для оказания первой помощи пострадавшим.
Все работающие на строительной площадке и персонал объекта должны быть обеспечены питьевой водой качество и условия хранения которой должно соответствовать санитарным требованиям. Проектом предусматриваются питьевые установки расположенные на расстоянии 75 м по горизонтали и 10 м по вертикали от рабочих мест.
Снижение уровня шума:
- Повышение точности изготовления и сборки зубчатых передач и других механизмов;
- Изолирование соударяющихся частей механизмов (упругие вставки прокладки компенсаторы и др.);
- Применение звукоотражающих экранов;
- Отделка стен звукопоглощающими материалами;
- Звукоизолирующие кабины и наушники.
Строительная площадка участки работ рабочие места проезды и переходы к ним в темное время суток освещаются. Освещенность должна быть равномерной без слепящего действия осветительных приспособлений на работающих. Производство работ в неосвещенных местах не допускается.
Руководители предприятий объектов должны обеспечить своевременное оповещение всех своих подразделений о неблагоприятных метеорологических условиях (гроза ураган аномальная температура воздуха и др.) и принять меры по обеспечению безопасности персонала.
Для улучшения метеорологических условий в производственных помещениях НПС № 9 применяют вентиляцию отопление кондиционирование воздуха.
2.1.2 Расчет прожекторного освещения площадки фильтров-грязеуловителей на НПС
Расчет по мощности прожекторной установки.
Число прожекторов рассчитывается по норме освещенности площади освещаемой площадки и мощности выбранной лампы:
где: m - коэффициент учитывающий светоотдачу источника света;
E- норма освещенности строительной площадки лк;
k - коэффициент запаса (1.5 1.7);
S - освещаемая площадка м;
P- мощность лампы Вт.
Принимаем E=10 лк и m=0.13 по таблицам в зависимости от назначения строительной площадки.
Выбираем прожектор с оптимальными характеристиками прожектор ПЗС-45 с лампой ДРЛ-700. Ее характеристики для расчета: P=700 Вт J=30000 кд и град Ф=59500 лм.
Определяем количество прожекторов:
Находим высоту установки прожекторов на освещаемой поверхности по следующей формуле:
где: J- максимальная сила света прожектора кд.
Оптимальный угол наклона прожектора определяют по таблице или по уравнению:
где: - углы рассеянного прожекторного пучка соответственно в вертикальной и горизонтальной плоскостях град;
Ф- световой поток лампы прожектора лм;
h - высота установки прожектора м.
Оптимальный угол наклона составил 15.
2.2 Техника безопасности
2.2.1 Техника безопасности при работе с растворителями
Работы с растворителями проводят в местах снабженных местной вытяжной вентиляцией.
Растворители хранят в металлической таре вместимостью не более 200 см с герметической пробкой.
Наиболее эффективной вентиляцией помещения является – приточно-вытяжная.
Схема приточно-вытяжной вентиляции состоит в следующем:
- Несколько приточных вентиляционных устройств которые подают свежий воздух;
- Несколько вытяжных вентиляционных устройств которые уносят воздух насыщенный вредными парами и газами.
2.2.2 Техника безопасности при сварочных работах
Не следует нагревать трубы выше температур предусмотренных технологией сварки так как разлагаясь при перегреве они выделяют вредные газы. Сварочные приспособления и инструменты необходимо защищать от загрязнений особенно от попадания на них сварочных материалов. При использовании антиадгезионного покрытия предотвращающего налипание оплавленного материала на рабочие поверхности электронагревательных инструментов в процессе сварки нагретым инструментом встык необходимо следить за тем чтобы температура инструмента не превышала 250С. При более высоких температурах антиадгезионное покрытие начинает разлагаться выделяя токсичные газы.
При сварке нагретым присадочным материалом запрещается направлять ствол микроэкструдера или сварочного пистолета в сторону людей заглядывать в канал сопла (нагревательной трубки) так как при нарушении теплового режима сварки возможен выброс расплавленной массы. При эксплуатации газовых и электрических сварочных горелок редукторов и баллонов необходимо строгое соблюдение правил техники безопасности и промышленной санитарии на производстве ацетилена и кислорода при газопламенной обработке металлов а также при работе со сжатым воздухом и другими газами.
Следует помнить что горючие газы в смеси с воздухом взрывоопасны. При работе со сжиженными газами необходимо иметь в виду что они тяжелее воздуха и при утечке скапливаясь в приямках подвалах и углублениях создают очаг взрыва. Смеси сжиженных газов с воздухом взрывоопасны при содержании в воздухе 1.5 9.5% горючего газа. При использовании в качестве теплоносителя азота или аргона указанные газы ухудшают состав воздуха (снижают процентный содержание кислорода) вдыхаемого сварщиком.
2.2.3 Техника безопасности при монтаже и испытании трубопроводов
При выполнении работ по монтажу трубопроводов следует проверять устойчивость и исправность креплений стенок и откосов в траншеях. Обнаруженные обвалы а также нарушения креплений стенок траншей следует полностью устранять до начала монтажных работ.
При работе в колодцах камерах и каналах количество рабочих должно быть не менее трех из которых двое должны наблюдать снаружи за работающим в колодце камере или канале. При спуске в колодцы или входе в камеры где возможно появление газов рабочие должны иметь противогазы и предохранительные пояса с прочными сигнальными веревками концы которых выведены наружу и закреплены там. Запрещается выполнять работы в колодцах камерах и каналах без приточной вентиляции при температуре воздуха 40С и выше.
На время проведения испытаний трубопроводов должна устанавливаться охраняемая зона. Минимальное расстояние в любом направлении от испытываемого трубопровода до границы зоны: при надземной прокладке – 25 метров; при подземной прокладке – 10 метров. Границы охранной зоны отмечают флажками. Наблюдение за охраняемой зоной обеспечивают установкой контрольных постов – для наружных трубопроводов в условиях хорошей видимости один пост на 200 метров трубопровода; в остальных случаях количество постов определяют с учетом местных условий с тем чтобы охрана зоны была надежно обеспечена. В вечернее или ночное время охраняемая зона должна быть хорошо освещена. При проведении испытаний трубопроводов на плотность с определением падения давления на время испытания охраняемая зона не устанавливается.
При продувке трубопроводов после испытания следует устанавливать щиты у концов труб для защиты рабочих от выдуваемых твердых частиц и предметов. Запрещается находиться против незащищенных концов продуваемых трубопроводов.
2.2.4 Техника безопасности при эксплуатации объекта
На предприятии разрабатываются мероприятия по охране труда и технике безопасности предупреждению и ликвидации аварийных травмоопасных и других чрезвычайных ситуаций в которых предусматривается:
- инструктивное обеспечение персонала и объектов;
- обучение персонала безопасным методам работы;
- медицинское освидетельствование персонала и обеспечение средствами индивидуальной и коллективной защиты;
- содержание в безопасном состоянии территорий помещений объектов рабочих мест;
- безопасная эксплуатация и охрана объекта;
- средства автоматики аварийной защиты и управления;
- безопасная эксплуатация грузоподъемных механизмов и сосудов работающих под давлением;
- пожарная безопасность;
- ограничение вредного воздействия опасных и вредных факторов на людей и мониторинг окружающей среды;
- антикоррозионная и катодная защита;
- безопасность вспомогательных ремонтных и аварийных работ;
- электробезопасность;
- разработка плана ликвидации возможных аварий и мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций (ЧС) природного и техногенного характера;
- разработка дополнительных мероприятий в случае наличия сернистых соединений;
- обеспечение эксплуатационной и инструктивной документацией паспортизация и сертификация оборудования и материалов.
Перед сдачей в эксплуатацию все трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность.
Все электрические приборы и механизмы заземляются. Движущиеся части механизмов имеют защитное ограждение.
Система оснащена приборами контроля и автоматического регулирования.
При включенных системах контроля и управления запрещается соприкасаться с токоведущими типами и составными частями находящимися под напряжением.
Производить профилактический осмотр электрических приборов и механизмов а также их ремонт с обязательным обесточиванием и только после проверки отсутствия напряжения на них.
Производственное оборудование узлы предусматриваемые проектом обеспечивают безопасность работающих при монтаже (демонтаже) и эксплуатации в составе технологических комплексов при соблюдении требований предусмотренных эксплуатационной документацией.
2.2.5 Основные мероприятия по технике безопасности при строительстве и монтаже объекта
Для устранения неблагоприятного воздействия природных факторов необходимо:
- на рабочих местах и в административно-бытовых инвентарных зданиях применять солнцезащитные и пылезащитные устройства а в административно-бытовых зданиях кроме того систему кондиционирования воздуха;
- строительные машины и оборудование использовать в специальном «тропическом исполнении»;
- предусмотреть для предохранения от перегрева работающих в жаркие летние дни на открытом воздухе;
- обеспечить работников занятых при производстве работ средствами индивидуальной защиты соответствующего виду выполняемых работ.
Основные мероприятия по технике безопасности при строительстве объекта:
- создание безопасных условий труда рабочих занятых строительством объекта;
- обучение персонала безопасному ведению работ;
- требование знания правил техники безопасности при выполнении работ;
- соблюдение технических условий и норм обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации объекта;
- для создания безопасных условий труда при строительстве при использовании и применении землеройных машин грузоподъемных механизмов очистных и изоляционных машин машин для сварки труб и др. необходимо обучать рабочих правилами безопасности при обслуживании машин и механизмов правильно организовать работы технический надзор и т.д.;
- все работники занятые строительством объекта помимо общих требований техники безопасности должны знать и соблюдать правила безопасности касающиеся каждого выполняемого процесса;
- такелажные приспособления (канаты тросы стропы цепи) и грузоподъемные механизмы (тали лебедки краны) перед работой должны быть проверены и снабжены бирками или клеймами с датой проведенного испытания и указанием о допустимой нагрузке. Если нагрузка превышает грузоподъемность этих приспособлений и механизмов то их применять нельзя;
- электрооборудование применяемое во взрывоопасных установках (электродвигатели аппараты светильники и т.д.) должно быть взрывозащищенным и соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси что должно подтверждаться соответствующими сертификатами (паспортом);
- запрещается применять стационарные светильники в качестве ручных переносных ламп. Должны применяться переносные лампы только заводского изготовления. Ручной светильник снабжается металлической сеткой для защиты лампы и шланговым проводом с вилкой конструкция которой исключает возможность ее включения в розетку присоединенную к сети напряжением выше 36 В;
- во всех местах где предусмотрена возможность подключения к сети переносных светильников вывешиваются соответствующие надписи. Штепсельные соединения на 12 В и 36 В должны иметь окраску резко отличающуюся от краски штепсельных соединений на 220 В.
2.3 Пожаровзрывобезопасность
2.3.1 Пожаровзрывобезопасность при эксплуатации
Персонал обслуживающий оборудование должен знать схему расположение шаровых кранов и их назначение а также безошибочно выполнять технологические действия.
Линейные обходчики персонал службы эксплуатации нефтепроводов обнаружив выход продукта или повышенную загазованность на трассе должны немедленно сообщить по рации или ближайшему пункту связи оператору перекачивающей станции установить на месте выхода продукта предупреждающие знаки безопасности. При разливе нефти вблизи населенного пункта железной или шоссейной дороги обходчик должен принять первоочередные меры против взрывов пожаров и предупреждения несчастных случаев. До прибытия аварийной бригады он должен организовать из лиц населенного пункта оцепление опасной зоны соблюдения противопожарного режима объезда опасного участка дорог оповещение местных органов власти.
Трассы магистральных нефтепроводов должны быть обозначены опознавательными знаками высотой 1.5- 2.0 м. через каждый километр а также в местах поворота трассы. На пересечении дорог должны устанавливаться предупреждающие плакаты «Огнеопасно нефтепровод» с номером телефона эксплуатирующей организации и указанием ширины охранной зоны.
При возникновении аварий вблизи железных и автомобильных дорог должны обеспечиваться в первую очередь оповещение диспетчерских служб и предприятий ответственных за прекращение движения поездов и других транспортных средств на участках аварий а также передача информации водителям транспортных средств и поездов о разливе вблизи дороги нефти или о зонах загазованности.
В случаях повреждения нефтепровода или обнаружения выхода нефти при выполнении ремонтных работ не трассе руководитель работ должен отвести технические средства на безопасное расстояние известить оператора или диспетчера ближайшей нефтеперекачивающей станции и вызвать аварийную бригаду.
Технологические трубопроводы должны иметь опознавательную окраску и цифровое обозначение в соответствии с ГОСТом.
Обслуживающий персонал должен знать схему расположения задвижек и их назначение а также уметь безошибочно выполнять технологические действия.
Продувка и испытание на герметичность и прочность производится в соответствии с инструкцией предусматривающей необходимые мероприятия по технической и пожарной безопасности с учетом местных условий.
Инструкция и план работ по продувке и испытанию на герметичность и прочность должны быть составлены строительной организацией и согласованы с техническим руководством предприятия эксплуатирующего технологическое оборудование.
При возникновении аварии вблизи населенных пунктов транспортных дорог объектов промышленности сельского хозяйства район аварии должен быть оцеплен выставлены предупредительные знаки прекращено движение транспорта и приняты меры по ликвидации аварии в соответствии с планом ликвидации аварий (ПЛА).
Предупредительные знаки должны быть выставлены от места аварии на расстоянии не менее 800 м на дорогах проходах и т.п.
Расстояния от временных жилых городков до складской зоны необходимо принимать не менее 40 метров до места стоянки техники (трубоукладчиков тракторов и т.п.) – не менее 10 метров.
В непосредственной близости от трассы действующего нефтепровода строительная колонна на каждом месте производства работ должна иметь следующие средства пожаротушения:
- Пожарная автоцистерна. Цистерны должны иметь объем не менее 2000 л быть заполненными 65 раствором пенообразователя укомплектованы пожарными рукавами стволами и пеногенераторами;
- Кошмы войлочные или асбестовое полотно размером 2х1.5 м – 10 шт;
- Огнетушители порошковые ОП-10 или пенные емкостью по 10 л или углекислотные ОУ-8 – 10 шт;
Двигатели внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть оборудованы искроуловителями исключающими возможность выброса искр с выхлопными газами.
Если концентрация горючих паров в траншее превышает ПДВ то должны быть прекращены все виды работ. Люди оповещены о возникновении опасной ситуации (при необходимости отведены в безопасные места) средства пожаротушения приведены в готовность выявлена и устранена причина загазованности. Контроль воздушной среды должен проводиться газоанализатором перед началом в процессе и после окончания работ в траншеях.
2.3.2 Водоснабжение и пожаротушение
На НПС № 9 проектом предусматривается противопожарный запас воды для пожаротушения.
На каждом резервуаре для хранения нефти должны размещаться стационарные системы пожаротушения. Каждый резервуар также снабжается камерами пеноподготовки. Необходимо также предусмотреть установку пожарных детекторов.
Сети противопожарного водопровода и растворопроводов (постоянно наполненных или сухих) для тушения пожара резервуарного парка следует проектировать кольцевыми с тупиковыми ответвлениями (вводами).
Сети следует прокладывать за пределами внешнего обвалования резервуарного парка.
Что касается пожарной охраны сотрудники на каждом объекте должны будут обучены правилам противопожарной безопасности и методам пожаротушения.
В резервуарных парках должны быть установлены системы пожаротушения с применением воды и пенных составов. Эти системы пожаротушения должны дополняться пожарными машинами.
На НПС трубопровода должны быть установлены датчики системы пожарной автоматики для выдачи сигнала в диспетчерскую и системы пожаротушения с применением воды и пенных составов. К обеспечению оперативного реагирования в аварийных ситуациях по контракту привлекаются местные пожарные части.
2.3.2.1 Расчет противопожарного пенного тушения НПС №9
Интенсивность подачи раствора пенообразователя для нефти с температурой вспышки 28 °С принята равной 0.08 лс на 1 м2.
Расчетное время пенотушения автоматической системой составляет 10 мин. а неавтоматической – 15 мин.
насосный цехF1 = 504 м2;
блок-бокс маслосистемы F2 = 36 м2;
блок-бокс гашения ударной волныF3 = 36 м2;
площадка фильтров-грязеуловителейF4 = 150 м2;
площадка резервуаров для топлива F5 = 81 м2;
емкость дренажная F6 = 15 м2;
Расход раствора пенообразователя:
Q1 = F1 x i = 504 х 0.08 = 40.3 лс
Q2 = F2 x i = 36 х 0.08 = 2.9 лс
Q3 = F3 x i = 36 х 0.08 = 2.9 лс
Q4 = F4 x i = 150 х 0.08 = 12 лс
Q5 = F5 x i = 81 х 0.08 = 6.5 лс
Q6 = F6 x i = 15 х 0.08 = 1.2 лс
Необходимое количество пеногенераторов ГПС-600 при их средней производительности:
Расчетный расход раствора пенообразователя по количеству принятых пеногенераторов при их максимальной производительности:
Qp1 = N1 x qmax = 8x6 = 48 лс
Qp2 = N2 x qmax = 1x6 = 6 лс
Qp3 = N3 x qmax = 1x6 = 6 лс
Qp4 = N4 x qmax = 3x6 = 18 лс
Qp5 = N5 x qmax = 2x6 = 12 лс
Qp6 = N6 x qmax = 1x6 = 6 лс
Нормативный запас пенообразователя и воды на приготовление его раствора принимается из условия обеспечения трехкратного диктующего расхода раствора на один пожар и соответственно составляет:
Wв = 48х60х10х3х0.941000 = 82 м3
Wп = 48х60х10х3х0.061000 = 5.2м3
Максимальный расход воды на наружное пожаротушение принимается для насосного цеха равным 20 лс т.к. ограждающие конструкции здания насосного цеха приняты из стальных профилированных листов с утеплителем.
Время наружного пожаротушения составляет 3 часа.
При этом необходимый запас воды на наружное пожаротушение будет составлять:
Wв.н. = 20 x 60 х 60 х 31000 = 216 м3
Общий необходимый запас воды по НПС будет составлять:
W = Wв + Wв.н. = 82 + 216 = 298 м3
Проектом предусматривается противопожарный комплекс который работает на концентрированном пенообразователе в составе:
) Насосная станция пожаротушения:
- насос пенотушения Q = 105-180 м3ч; Н = 70-60 м с электродвигателем –2 шт.;
- насос водотушения Q = 50-90 м3ч; Н = 50-40 м с электродвигателем –
- насос для заполнения резервуаров с пенообразователем Q = 15 м3ч;
Н = 15 м с электродвигателем;
- дозатор производительностью по раствору пенообразователя 800- 1450 лмин. – 2 шт.;
- горизонтальный резервуар с эластичным баллоном для пенообразователя объемом 5500 л;
- кран однобалочный подвесной грузоподъемностью 2 тс для монтажа и демонтажа оборудования. Все трубопроводы внутри насосной предусматриваются из коррозионностойкой стали.
) Резервуар противопожарного запаса воды из сборных железобетонных элементов объемом 200 м3 – 2 шт.
) Кольцевые сети растворопровода постоянно заполненные раствором пенообразователя предусматриваются из пластмассовых труб диаметром 180 мм с установкой пожарных гидрантов. Трубопроводы после электроприводных задвижек приняты из стальных электросварных труб. Колодцы на сети приняты из сборных железобетонных элементов.
Кольцевые сети противопожарного водопровода из стальных электросварных труб диаметром 108х4 мм с установкой пожарных гидрантов.
Стационарная установка пеногенераторов ГПС-600 в насосном цехе блок-боксе маслосистемы и блок-боксе гашения ударной волны.
Для противопожарной защиты проектируемой НПС № 9 предусматривается пожарное депо на 2 автомобиля.
На НПС № 9 предусматриваются 100% запас пенообразователя.
Инерционность стационарной автоматической системы пенотушения не превышает 3-х минут.
Пополнение расчетного противопожарного запаса воды предусматривается в течение 96 часов расходом 3.1 м3ч.
Подача воды для заполнения пожарных резервуаров согласно СНиП РК 4.01-02-2001 предусматривается по пожарным рукавам через люки резервуаров.
Проектируемые резервуары противопожарного запаса воды у пожарной насосной оборудуются отводящим и переливным трубопроводами. Резервуары оборудуются также устройствами для забора воды передвижной пожарной техникой.
У мест расположения пожарных гидрантов и резервуаров противопожарного запаса воды предусматривается установка флуоресцентных указателей.
2.3.3 Мероприятия по молниезащите и электроснабжению
Здания и сооружения нефтепровода «Атасу-Алашанькоу» с взрывоопасными зонами относятся ко II категории по устройству молниезащиты.
Защита их от опасных воздействий молний осуществляется отдельно стоящими молниеотводами как правило совмещенными с прожекторными мачтами а также присоединением оборудования трубопроводов и металлоконструкций всех назначений к комплексному защитному (заземляющему - зануляющему) устройству (КЗУ) объединяющему заземляющие устройства электроустановок (защита от поражений электротоком) молниезащиты и защиты от статического электричества.
Достаточная степень надежности электроснабжения основных линейных потребителей НПС задвижки устройства автоматики достигается за счет обеспечения от двух независимых взаимно-резервирующих источников питания.
С целью защиты персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции защиты от статического электричества и опасных воздействий молнии проектом предусматривается комплексное заземляюще-зануляющее устройство и связанное с нулевыми точками питающих трансформаторов (или генераторов) нулевыми жилами кабелей.
Для электроустановок расположенных во взрывоопасных зонах необходимо предусмотреть систему аварийного отключения.
На площадках выпрямители станций катодной защиты (СКЗ) размещают в взрывопожаробезопасном помещениях которые оборудованы устройствами молниезащиты. Выпрямители присоединяют к защитному заземлению помещений в которых они устанавливаются.
Для предотвращения искрообразования при разрыве цепи катодной защиты необходимо все работы по ремонту СКЗ площадках выполнять при выключенном электропитании. При врезках в трубопроводы а также других аналогичных случаях нарушения замкнутого контура цепи установок электрохимической защиты СКЗ должны быть отключены от электропитания.
Для защиты персонала от поражения током предусмотрены устройства защитного отключения (УЗО).
Преобразователи СКЗ имеют специальные защитные устройства от атмосферных перенапряжений на стороне питания и на стороне нагрузки.
Для предотвращения поражения током обслуживающего персонала металлические шкафы выпрямителей электроприводы задвижек насосы и электродвигатели оборудования заземляются при помощи защитного проводника РЕ специально проложенной полосы присоединяемых к защитному заземлению.
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
1 Анализ технологических процессов как источников загрязнения
Магистральный нефтепровод «Атасу-Алашанькоу» предназначен для транспортировки Казахстанской нефти в Китайскую Народную Республику. Эта система позволит транспортировать нефть Кумкольской группы месторождений и Западной Сибири в соотношении 1:1.
Проектируемая НПС «Атасу» непосредственно примыкает к действующей ГНПС «Атасу» нефтепровода Павлодар-Чимкент охватывая ее с трех сторон – с севера юга запада и находится в 5 км от железнодорожной станции Атасу (пос. Жана-Арка). С северной стороны к площадке примыкает действующая нефтеналивная станция со своим железнодорожным тупиком и установками для закачки и слива нефти из железнодорожных цистерн.
В настоящее время НПС «Атасу» является станцией на которой производятся операции по приему кумкольской нефти в резервуарный парк и ее налив в железнодорожные цистерны в объеме 1.5 млн. тгод.
Операционная деятельность проектируемой промежуточной НПС №9 предусматривает выполнение следующих технологических операций:
- перекачку нефти в режиме «из насоса в насос»;
- прием нефти на вход магистральных насосов через фильтры-грязеуловители;
- прием и пуск средств очистки и диагностики;
- дренаж насосного оборудования в дренажную емкость ЕП-12.5;
- откачку нефти из дренажной емкости высоконапорным насосом на вход магистральной насосной.
В соответствии с операционной деятельностью НПС предусматривается строительство следующих технологических сооружений:
- фильтров-грязеуловителей;
- насосного цеха с блоком маслосистемы;
- блока хранения масла;
- емкости дренажной;
- технологических трубопроводов;
- дизельной электростанции.
Выбор насосного оборудования НПС № 9 выполнен исходя из требуемых параметров для обеспечения перекачки смеси нефтей в объеме 10 млн. тонн в год с учетом перспективного увеличения грузооборота. К установке приняты насосные агрегаты НМ 3600-230 с ротором на 0.5Q электродвигателями 5АЗМВ-315010000-У25 с частотно-регулируемым управлением работы агрегатов. Насосы устанавливаются в здании насосного цеха. Обвязочные трубопроводы оборудуются приварными задвижками с электроприводами во взрывозащищенном исполнении устанавливаемыми подземно.
Хранение масла осуществляется в блоке хранения включающем два полузаглубленных резервуара емкостью V = 5 м3 в обсыпке.
Для сбора утечек от магистральных насосных агрегатов дренажа оборудования и трубопроводов предусмотрена подземная дренажная емкость ЕП-12.5.
Схема технологических трубопроводов предусматривает работу НПС в режиме «из насоса в насос»
Также на территории станции размещается котельная пожарный пост на 2 автомашины комплекс сооружений пожаротушения очистные сооружения бытовых и производственных сточных вод.
Во вспомогательной зоне размещается комплекс сооружений АВП административно-бытовой корпус узел связи с антенной опорой.
Площадка НПС №9 административно расположены в Карагандинской области. Климатическая характеристика Карагандинской области: среднегодовая температура воздуха составляет 2.7°С. Рельеф территории расположения НПС № 9 весьма разнообразен. Главными орографическими элементами его являются аккумулятивные равнины с различными типами рельефа (аллювиальный озерно-аллювиальный аллювиально-пролювиальный озерно-пролювиальный эоловый и др.) чередующиеся с денудационными равнинами и плато. Эти элементы рельефа в свою очередь чередуются с водораздельным мелкосопочником.
1.1 Воздействие на атмосферу
На этапе эксплуатации НПС № 9 используются различные механизмы и технологическое оборудование которые в процессе работы являются потенциальными источниками выбросов вредных веществ в атмосферный воздух.
Отрицательное воздействие загрязнителей воздуха обусловливается их токсическими и раздражительными свойствами. При обустройстве и эксплуатации проектируемых объектов загрязнение атмосферы предполагается в результате выделения: легких фракций углеводородов и серы от технологического оборудования (резервуары насосы и т.д.).
Кроме того спецификацией этапа эксплуатации являются физические воздействия: акустическое и вибрационное.
Инвентаризация источников выбросов вредных веществ в атмосферный воздух проводилась в соответствии с требованиями «Инструкции по инвентаризации выбросов вредных веществ в атмосферу» (РНД 211.1.02.03-97) вновь утвержденной в 2000 году.
Источники загрязнения атмосферного воздуха на этапе эксплуатации представлены в таблице 14.
Таблица 14 – Источники загрязнения атмосферного воздуха на этапе эксплуатации НПС
Наименование источника
Фильтры-грязеуловители
Резервные дизельные электростанции
Нефтепровод Казахстан-Китай перекачивает смесь нефти смешанную по определенному отношению из Кумкольской нефти Казахстана и Западно-Сибирской нефти России. Центром научно-технического исследования при Обществе китайского нефтегазового трубопровода произведен анализ параметров физического свойства реологического свойства без депрессатора реологического свойства после термообработки с добавкой депрессатора перекачивающие варианты при перекачивании разного отношения нефти и т.д. на 9 смесях разного отношения. В результате проведенной работы было принято отношение 1:1 что позволяет осуществлять холодную перекачку не производя теплообработку или коррекционную обработку.
Таблица 15 – Технические параметры поступающих по нефтепроводам нефти и их смесей
Плотность при +20°С кгм3
Температура потери текучести °С
Вязкость кинематическая при указанной температере мм2с
Содержание соли мгдм3
Массовая доля мехпримесей %
Таблица 16 – Состав потоков нефти
Массовая концентрация в долях единицы
Углеводороды С1 – С6
1.2 Воздействие на гидросферу
Воздействие на поверхностные водные источники оказано не будет в виду отсутствия поверхностных водных объектов на территории расположения НПС №9.
Источником загрязнения подземных вод на площадке НПС №9 могут быть:
- утечки из резервуаров хранения нефти;
- разливы нефти на узле учета;
- разливы нефти при чистке и промывке резервуарного парка;
- замазученность бу труб и запорной арматуры на территории хранения трубного запаса;
- утечки нефти через неплотности запорной арматуры;
- фильтрация производственных и хозбытовых сточных вод из сетей канализации и очистных сооружений;
- фильтрация загрязненных атмосферных осадков;
- места хранения производственных и хозбытовых отходов;
- смывы и разливы нефти на нефтеналивной эстакаде.
Далее приводится характеристика источников формирования стоков на этих объектах и мероприятия по их утилизации.
На НПС будут формироваться следующие виды стоков:
- производственные ливневые стоки загрязненные нефтепродуктами и взвешенными веществами;
- производственные и хозяйственно бытовые стоки.
Рабочий персонал всех НПС может располагаться в административном здании бытовом блоке пожарное депо котельной контрольно-пропускном пункте операторной. В эти здания и сооружения будет подаваться питьевая вода.
Суточный расход питьевой воды на хозбытовые нужды определится исходя из штата данного объекта. Средний суточный расход хозпитьевой воды на одного человека согласно РНД 03.1.3.01-96 равен примерно 130-150 л.
Источником водоснабжения на НПС № 9 является подземные воды. После использования питьевых вод они приобретают целый ряд загрязнений. Исходя из удельного водоотведения (водопотребления) на одного человека (140 лсутки) по СНиП 2.04.03-85 определяется проектная степень загрязнения хозбытовых стоков (Таблица 17).
Хозбытовые стоки по системе водоотведения будут направляться на очистные сооружения биологической очистки с помощью которых можно будет достичь предельно-допустимых концентраций стоков.
Таблица 17 – Проектная степень загрязнения хозбытовых стоков
Количество загрязняющих веществ на одного человекагсутки (СНИП 2.04.03-85)
Норма водопотребления
Концентрация дополнительных загрязнений в стоках мгдм3
Взвешенные вещества
Азот аммонийных солей
Фосфаты в т.ч. от моющих средств
Исходя из состава исходной питьевой воды и приобретенных в процессе ее использования загрязнений состав хозбытовых стоков отправляемых на очистные сооружения будет следующим (Таблица 18):
Таблица 18 – Предполагаемая характеристика хозбытовых стоков на НПС
Наименование состава стоков
Концентрации загрязняющих веществ в стоках (до очистных сооружений)* мгдм3
Биологический показатель
Превышение норматива
* получена путем суммирования концентраций веществ исходного состава и концентраций приобретенных загрязнений.
Производственные стоки
Производственные стоки формируются в здании нефтяной насосной и на мойке автомашин. Также на НПС будут сформировываться подтоварные воды (с резервуаров) как основной вид производственных стоков.
Производственные ливневые стоки загрязненные нефтепродуктами и взвешенными веществами.
Места образования этих стоков следующие:
- резервуарный парк;
- площадка фильтрогрязеуловителей;
- площадка коммерческого узла учета;
- площадка узла предохранительного клапана;
- площадка топливных резервуаров;
- площадка заправочных колонок;
- площадка для масляных резервуаров;
- площадка для слива отработанного масла.
Примерный объем загрязненных дождевых сточных вод на этих объектах может быть в размере 70 м3сут. Расход производственных сточных вод от лаборатории составляет 0.5 м3сут (180 м3год).
Загрязненные нефтепродуктами стоки (подтоварные воды) должны направляться на очистные сооружения а затем на поля фильтрации или поля испарения.
Производственные и дождевые сточные воды на открытых площадках должны отводиться на очистные сооружения производственных сточных вод и далее перекачиваются на пруд-испаритель.
Дождевые стоки не загрязненные нефтепродуктами после отстоя могут использоваться для внутренних целей (полив) или отправляться на рельеф местности для последующего их испарения.
На площадках НПС запроектированы две раздельные системы канализации:
- канализация хозбытовых стоков;
- канализация производственно-дождевых стоков.
1.3 Воздействие на литосферу
1.3.1 Геологическая среда
Экзогенные геологические процессы являются одним из основных факторов определяющих экологические условия геологической среды. К таковым относятся:
- дефляция пораженность территории по этому показателю средняя 5-25%;
- эрозия пораженность территории по данному показателю средняя 5-25%;
- засоление засоленность почво-грунтов территории относительно высокая.
При строительстве и эксплуатации НПС № 9 будет происходить изменение рельефа нарушение параметров поверхностного стока и гидрогеологических условий площадки строительства что может выразиться в повышении или понижении уровня грунтовых вод в изменении их химического состава.
Реакция геологической среды на техногенные нагрузки проявляется в активизации многих экзогенных геологических процессов и в появлении новых их видов (техногенные процессы) ранее в данном районе не существующие.
Таким образом техногенно-активизированными процессами на территории существующей строительства НПС № 9 являются:
- вторичное засоление эрозия дефляция опустынивание;
- в зонах влияния автомобильных и железных дорог на большом протяжении развиты техногенные процессы: формирование техногенно-переотложных и техногенно-измененных пород просадки и деформация дорожного полотна сдвиговые деформации искусственных откосов дорожных выемок и насыпей (осыпи обвалы) активизация процессов ветровой эрозии.
1.3.2 Нарушение почвенно-растительного покрова (ПРП) при прокладке нефтепровода
К основным факторам негативного потенциального воздействия на земли отводимые под строительство и эксплуатацию нефтепровода относятся:
- изъятие земель под дороги узлы приема и пуска очистных устройств нефтеперекачивающие или компрессорные станции и другие инженерно-технические сооружения;
- механические нарушения почвенного и растительного покрова;
- стимулирование развития водной и ветровой эрозии;
- загрязнение почв и растительного нефтепродуктами вследствие возникновения трещин и разрывов трубопроводов а также образования отходов на насосных и перекачивающих станциях;
- загрязнение почв и растительности жидкими и твердыми отходами при несоблюдении соответствующих мер по их размещению.
Негативное воздействие при строительстве нефтеперекачивающих станций на почвенно-растительный слой проявляется при не соблюдении экологических требований главным образом в механических нарушениях. Проведение земляных работ на дефляционно-опасных территориях к которым относится территория строительства НПС № 9 предусматривается в периоды наименьшей дефляционной опасности или же при их производстве используют для закрепления грунтов дождевание растворы полимеров хворост щиты маты для закрепления почво-грунтов. Дефляционно-податливые почво-грунты могут закрепляться биологическими способами: посевом трав посадкой древесных и кустарниковых пород.
Экосистемы и составляющие их компоненты в различные сезоны года находятся в различном состоянии и поэтому их реакция на антропогенные воздействия будет неоднозначной.
Рассмотрим пример аварийных ситуаций к примеру разлив нефти. Попадая на земную поверхность нефть оказывается в качественно новых условиях существования: из сугубо анаэробной обстановки характеризующейся очень замедленными темпами геохимических процессов она попадает в аэрируемую среду.
Исходя из анализа природных особенностей почв территории можно сказать что опасность устойчивого загрязнения почв нефтепродуктами здесь наименьшая возможность самоочищения почв от токсичных продуктов средняя
Основные воздействия на ПРП связаны с производством подготовительных работ включающих: расчистку трассы от растительности удаление пней и валунов планировку полосы сооружение временных подъездных и вдольтрассовых дорог устройство полок срезку продольных склонов удаление нависших скал и камней подготовку строительных площадок по сооружению подводных переходов и переходов через автомобильные и железные дороги строительство временных складов для хранения материалов и т. п.
При выполнении подготовительных работ происходит интенсивное нарушение ПРП в результате которого снижается биологическая продуктивность почвы нарушается водный и температурный режим грунтов возникает эрозия а на участках с незначительной мощностью почвенного покрова может произойти полное его уничтожение.
2 Организационные мероприятия
На предприятии необходимо осуществлять как государственный так и производственный контроль. При организации производственного контроля основной задачей является выбор конкретных источников подлежащих систематическому контролю на территории предприятия.
Контроль выбросов осуществляется санитарной лабораторией предприятия либо организацией привлекаемой предприятием на договорных началах.
План график контроля на предприятии за соблюдением нормативов ПДВ на источниках выбросов составляется экологическими службами предприятия. Для стационарных технологических процессов время непрерывного контроля концентраций выбрасываемых веществ должно составлять не менее 1 часа.
Мероприятия по регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ) разрабатываются в соответствии с «Рекомендациями по оформлению и содержанию проектов нормативов предельно-допустимых выбросов в атмосферу (ПДВ) для предприятий Республики Казахстан» (РНД 211.2.02.02-97).
При эксплуатации нефтепровода и нефтеперекачивающих станций необходимо составить план мероприятий организационно-технического характера в период НМУ:
- усиление контроля за точным соблюдением технологического регламента работы оборудования;
- исключение работы вышеуказанного оборудования на форсированном режиме.
Это достигается следующем образом:
- снижение производительности оборудовании (щадящий режим);
- ограничение движения и использование автотранспорта по территории;
- сокращение времени движения автотранспорта на переменных режимах и запрещение работы двигателей внутреннего сгорания на холостом ходу.
Инструментальный метод основан на применении автоматических газоанализаторов непрерывно измеряющих концентрации загрязняющих веществ в выбросах контролируемых источников.
Инструментально-лабораторный метод основан на отборе проб отходящих газов из контролируемых источников с последующим анализом в химических лабораториях на приборах.
Частоту (период) планового контроля предприятия в зависимости от III категории опасности проводят 1 раз в 3 года.
Объекты промплощадки нефтеперекачивающих станции должны проверятся 1 раз в год.
Основные требования по охране окружающей среды при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений изложены в «Единых правилах разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан» утвержденных 18 июня 2003 года которые составлены на основании Законов Республики Казахстан: «О нефти» «Об охране окружающей природной среды» «О лицензировании» «О недрах и недроиспользовании» и других нормативных актах.
3 Природоохранные мероприятия и инженерная защита окружающей среды
3.1 Обеспечение защиты атмосферы
Для предупреждения неблагоприятных последствий загрязнения воздуха содержание вредных веществ в атмосфере регламентируется соответствующими нормативными документами. Допустимой считается концентрация вредного вещества которая не оказывает прямого или косвенного вредного и неприятного действия на организм человека не снижает его работоспособности не ухудшает самочувствия.
Недопустимыми являются такие концентрации вредных веществ которые оказывают влияние на растительность климат местности прозрачность атмосферы условия жизни населения.
Штиль туман пыльные бури и т.п. являются неблагоприятными метеорологическими условиями.
В соответствии СРД 52.04.52-85 предприятия разрабатывают мероприятия по сокращению выбросов загрязняющих веществ на случай неблагоприятных метеорологических условий. Мероприятия вводятся в действие после получения от ГМО заблаговременного предупреждения о НМУ.
При разработке плана мероприятий необходимо учитывать специфику объекта по обеспечению бесперебойной и безаварийной работы:
- Запретить работы связанные с переходными режимами основных параметров установок;
- Усиления контроля за работой оборудования следить за исправностью приборов КиПа. Не допускать перерасхода газа выше оптимальных величин;
- На период НМУ перейти на пониженные параметры эксплуатации оборудования.
3.1.1 Расчет рассеивания вредных веществ в атмосфере
Расчет рассеивания приземных концентрации загрязняющих веществ проводился для промплощадки НПС № 9. Стационарные источники будут сконцентрированы в 2-х площадках. Расчеты выполнялись из условия что НПС функционирует в течение года процесс эксплуатации оборудовании непрерывный. Исходя из этого положения время работы оборудования принято по годовому проекту.
Расчеты проводились для зимнего периода в то время когда наблюдается большое количество выбросов. Расчеты рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере от выбросов на промплощадках проводится для того чтобы выявить потенциальные источников выбросов установить предельно-допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.
Расчет рассеивания приземных концентрации загрязняющих веществ проводился с учетом фоновых концентрации.
По промплощадке НПС № 9 наиболее высокий уровень загрязнения атмосферного воздуха создается по диоксиду азота (30.134 ПДК) оксиду азота (8.326 ПДК) саже (2.860 ПДК) диоксиды серы (1.708 ПДК) акролеину (3.372 ПДК). Наибольший вклад в значение приземных концентраций дают работы резервного дизельного генератора.
Однако резервные дизельные электростанции подключается при отсутствии электроэнергии. Время работы резервных ДЭС кратковременный. Концентрация загрязняющих веществ в атмосферном воздухе снижается до 1.0 ПДК на расстоянии 45.6 метров.
Как показывают расчеты рассеивания приземных концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе в районе расположения НПС № 9 нормативы качества воздуха на промплощадке при штатном режиме эксплуатации превышать не будет.
Расчетные концентрации остальных ингредиентов значительно ниже 1.0 ПДК и рассеиваются на расстоянии до 11.4 метров.
Результаты расчетов показывает что расчеты рассеивания приземных концентрации загрязняющих веществ от задвижек запорно-регулирующей арматуры резервуаров дренажных емкостей.
Фильтров-грязеуловителей в период эксплуатации НПС № 9 не превышает допустимые значение ПДК.
Таблица 18 – Анализ результатов расчетов рассеивания вредных веществ от источников НПС № 9
Наименование вещества
Максимальная концентрация
В рабочей зоне ПДКссПДКрабоч. зоны
3.1.2 Обоснование размера санитарно-защитной зоны
Размеры СЗЗ отсчитываются от крайнего источника.
Корректировка размеров СЗЗ для НПС № 9 в зависимости от результатов расчетов загрязнения воздуха и розы ветров выполнена в соответствии с указанными выше требованиями и составляет 300 метров.
Приведенные расчеты наглядно показывают что при эксплуатации оборудовании нефтеперекачивающие станции не окажут значительного воздействия на качество атмосферного воздуха в ближайших населенных пунктах ввиду локального характера воздействия указанных источников выбросов.
Расчетные уровни загрязнения на промышленной площадке ниже нормативных требований к воздуху рабочей зоны а поскольку люди будут находиться только в рабочее время то можно считать что выбросы от оборудования не приводят к сверхнормативному загрязнению атмосферы. Состояние атмосферного воздуха останется на прежнем уровне.
Таблица 19 – Расчет размера санитарно-защитной зоны промплощадки
Среднегодовая повторяемость направления ветров рассматриваемого румба(Р%)
Отношения РР0 где Р0 – повторяемость направления ветров одного румба при круговой розе ветров (Р0 = 1008 = 12.5%)
Номер крайнего источника по направлениям
Расстояние от центра площадки до крайнего источников (Х м) (координаты центра площадки Х=153 У=122)
Нормативный размер СЗЗ (L0м)
Радиус СЗЗ нормативный (Х+ L0 м) отсчитываемый от центра площадки
Расчетный размер зоны загрязнения по направлениям (Z0 м)
Расчетный размер зоны загрязнения с учетом розы ветров (L = Z0(РР0)) м
3.1.3 Предложения по установлению предельно-допустимых выбросов (ПДВ)
Анализ результатов расчетов рассеивания в атмосфере загрязняющих веществ показывает что выбросы от всех источников на этапах эксплуатации могут быть приняты в качестве предельно-допустимых выбросов (ПДВ).
Таблица 20 – Сводная таблица выбросов вредных веществ выбрасываемых в атмосферу от объектов при эксплуатации нефтеперекачивающих станции
Выброс вещества тгод
Углеводороды (С1-С5)
Норматив ПДВ в целом в этапе эксплуатации НПС № 9 составит: 46.08468 тонны загрязняющих веществ.
Контроль за соблюдением нормативов ПДВ должен осуществляться в соответствии с рекомендациями РНД 211.2.02.02-97 и РНД 211.3.01.06-97.
Определение периодичности контроля произведено в соответствии с требованиями «Руководства по контролю источников загрязнения атмосферы» (ОНД-90).
Для определения частоты планового контроля предприятия определяют категорию его опасности. Категория опасности определяется в зависимости от критериев опасности выбрасываемых загрязняющих веществ.
Категория опасности предприятия рассчитывается по формуле:
q - константа позволяющая соотнести степень вредности
n - количество вредных веществ.
Таблица 21 – Расчет критериев опасности (КОП)
Наименование загрязняющих веществ
ПДК среднее суточный мгм3
Полученные результаты для объектов критерий опасности отвечают III категории опасности.
3.2 Обеспечение защиты гидросферы
Переходы магистральных нефтепроводов через водные преграды в большинстве выполняют подводными. Подводное исполнение переходов предполагает значительны объем земляных работ включая срезку крутых береговых склонов разработку траншей на русловых береговых и пойменных участках засыпку траншеи укрепление берега устройство водоотводных канав перемычек планировку береговых строительных площадок.
Требования к составу воды рек и водоемов очень высокие. Содержание взвешенных в воде веществ в том числе частиц грунта не должно превышать 0.25 – 0.75 мгл.
Существенные воздействия на водные организмы оказывают взрывные работы на переходах трубопроводов через русла сложенные скальными грунтами. Поражение рыб в зоне взрывных работ обусловлено действием гидроударной волны. Радиус зоны поражения в зависимости от массы и типа зарядов достигает нескольких десятков метров.
Вторично водоем подвергается загрязнению при обратной засыпке траншеи которую осуществляют путем рефулирования грунта земснарядами с использованием плавучих транспортных средств. При этом часть грунта сносится течением минуя траншею и загрязняет нижележащие участки водоема.
Ширину водоохраной зоны устанавливаемой от среднемноголетнего уреза воды в летний период принимают равной 100 м для рек протяженностью до 50 км 200 м – до 100 км и 300 м – свыше 100 км. В пределах выделенных зон принимают специальный режим для предотвращения загрязнения засорения и истощения вод и заиления водных объектов.
Основные источники загрязнения рек и водоемов нефтью и нефтепродуктами при транспортировке их по магистральным трубопроводам – аварийные утечки при отказах подводных переходов. Наиболее распространенные причины аварии подводных трубопроводов: деформации вследствие потери устойчивости механических ударов резонансовые явления на размытых участках переходов нарушения гидроизоляционного покрытия и коррозия.
В результате загрязнения воды нефтью изменяются ее физические химические и органолептические свойства ухудшаются условия обитания в воде организмов и растительности затрудняются все виды водопользования.
По степени загрязненности воды и ожидаемым последствиям различают четыре категории загрязнения. Влияние нефти и нефтепродуктов на водоем проявляется в ухудшении физических свойств воды (замутнение изменение цвета вкуса запаха) отравлении воды токсическими веществами образовании поверхностной пленки нефти и осадка на дне водоема понижающей содержание кислорода.
Имеющиеся в настоящее время методы очистки воды в местах ее забора устранения нефтяного привкуса и запаха восстановления прозрачности и цветности локализации сбора и удалении нефти позволяют смягчить последствия загрязнения ускорить восстановление временно утраченных свойств и тем самым обеспечить дальнейшее использование водоемов культурно-бытового и хозяйственно-питьевого назначения.
3.3 Обеспечение защиты литосферы
Виды воздействий на геологическую среду и их интенсивность различны на отдельных участках территории. На строительных площадках возможны несколько неблагоприятных экзогенных геологических процессов. Основными требованиями по обеспечению экологической устойчивости геологической среды при строительстве и эксплуатации объектов нефтепровода является разработка мероприятий по защите площадок нефтеперекачивающих станций и прилегающих территорий от воздействия поверхностного стока и нагрузок от строящихся сооружений.
Изъятие грунтовой массы из толщи поверхностных отложений для сооружения насыпи создает местные заглубления подлежащие рекультивации. Во многих случаях может возникнуть застой воды в этих заглублениях образование небольших водоемов. Следует отметить что длительное пребывание грунтовой полосы очищенной от растительного и дерново-почвенного покрова может повлечь за собой необратимое изменение физического состояния поверхностного слоя грунта. Поэтому рекомендуется исключить из состава подготовительных работ снятие растительного и почвенного покрова «в задел». Рекомендуется проводить эти работы непосредственно в процессе сооружения насыпи.
Ветровые воздействия на грунтовые поверхности слабее чем водная эрозия. Однако захватывая большие пространства они могут приводить к не менее разрушительным последствиям перенося массы грунтовых частиц на большие расстояния. Ветровая эрозия характерна для данных мест.
Основная природозащитная задача при строительстве нефтеперекачивающих станций в засушливых и пустынных районах сводится к предотвращению развития ветровой эрозии как в целях предохранения сооружения от выдувания и песчаных заносов так и в целях предупреждения образования очагов ветровых выносов в зоне площадок.
Главным средством предотвращения ветровой эрозии является устройство защитных слоев на всех нарушенных поверхностях. Наиболее распространено устройство защитных слоев из связных грунтов (глинистых).
Эрозия наносит ущерб окружающей среде троекратно: разрушает естественные или созданные в сооружениях геометрические формы следствием чего обычно становится утрата устойчивости и эстетические дефекты; перемещает грунтовые частицы во взвешенном состоянии в водных потоках создавая отложения частиц в местах сноса вследствие смыва грунта с обочин образование промоин загрязняя земли ухудшая плодородие почвы. Эрозии сильно подвергаются мелкозернистые пылеватые пески пылеватые суглинки глины лессы лессовидные суглинки. Из почв наименее устойчивы сероземы и подзолистые почвы.
Защита от эрозии может быть сведена к обеспечению местной устойчивости откосов посредством предупреждения оползания поверхностных слоев на глубину водонасыщения или оттаивания мерзлого массива. Мощным противоэрозионным фактором является наличие на откосах растительности степень влияния которой зависит от ее вида и состояния. Корневая система образует плотный и прочный дерновой слой который обеспечивает высокую прочность грунтового массива.
Изменение нефти в почвах ее деградация происходит под влияние трех основных взаимосвязанных и взаимообусловленных факторов: микробиологического физического и химического. Действие их в отдельности весьма трудно вычленить и можно говорить только об относительном доминировании на отдельных стадиях деградации нефти то физических то химических то биологических процессов.
Физические процессы ведут к испарению легких фракций вымыванию и рассеиванию за пределы площади загрязнения части углеводородов. Это приводит к значительному уменьшению концентрации нефти снижению токсичности в отдельных случаях возобновлению роста травянистой растительности заселению педобионтами. Однако этот процесс нельзя назвать самоочищением так как нефтяные продукты в данном случае не минерализуются и загрязняют сопряженные компоненты ландшафта. Химические процессы приводят к образованию основных видов продуктов: водорастворимых соединений асфальтово-смолистых веществ и слаборастворимых и нерастворимых в органических растворителях продуктов типа оксикеритов и гуминокеритов то есть битуминозные вещества в почвах постепенно гумифицируются. Этот процесс идет необратимо с большей или меньшей скоростью.
Скорость разложения особенности миграции и распределения нефти в почвах наряду с химической природой нефтепродуктов и объемами их выбросов чрезвычайно сильно зависят от ландшафтно-геохимической обстановки и структуры природной системы а также от свойств почв в которые поступают загрязнители.
Значительный вред ПРП наносится при передвижении строительной техники и транспортных средств засорение строительных площадок полосы отвода пунктов складирования труб и материалов горючесмазочными материалами (ГСМ) и отходами строительного производства. Такие участки после завершения строительства оказываются длительное время непригодными для использования их по назначению.
При пересечении трубопроводами сельскохозяйственных земель и лесных угодий рекультивация предполагает снятие плодородного слоя сохранение и последующее нанесение его на рекультивируемую полосу.
В процессе эксплуатации нефтепровода на территории НПС № 9 будут иметь место промышленные отходы в виде замазученного песка тяжелых остатков нефти.
К отходам относятся нефтешламы образующихся в грязеотстойнике в резервуарах сточных вод в дренажных емкостях.
Ориентировочное количество твердых отходов образующихся в фильтрах - грязеуловителях (грязеотстойниках) – 2 кгсут. В течение года будет накапливаться 0.73 тгод. Так как на НПС № 9 фильтры-грязеуловители 3 единиц соответственно объем твердых отходов составит:
Очистка резервуаров дренажных емкостей будут производиться один раз в 3 года. Накопление твердого осадка в резервуарах дренажных емкостях составит 3% от их объема. Плотность твердых отходов в среднем ориентировочно 0.5 м3т.
Объем твердых отходов образующихся при очистке составит:
- от 5-ти резервуаров объемом по 20000 м3:
- от 4-х дренажных емкостей: V = 40 м3 12.5 м3
Общий объем твердых отходов при чистке РВС и дренажных емкостей составит:
Объемы образующихся отходов места отведения показаны в следующей таблице.
Таблица 22 - Объемы твердых веществ
Этапы производственной деятельности
Количество промышленных отходов т
Чистка фильтры грязеуловителей
Чистка дренажных емкостей при выводе на капитальный ремонт
В случае разлива нефти загрязненные участки будут засыпаться песком перемешиваться и вывозиться в специально отведенные места. Объем замазученного песка определяется из соотношения: 10 частей песка на 1 часть пролитой нефти. Так если объем разлившейся нефти составит 0.1 тгод то для ликвидации загрязнения потребуется 1 т песка а объем твердых отходов составит 1.1 т.
Нефтесодержащиеся твердые отходы будут вывозиться и складироваться в специально отведенные места полигон отходов.
Отработанные масла будут собираться в бочки.
До момента утилизации все отходы будут временно складироваться на территории НПС на специально отведенных и оборудованных площадках. Площадки будут иметь твердое покрытие чтобы в случае случайного рассыпания или разлива отходы можно было легко собрать.
Таблица 23 – Мероприятия по охране окружающей среды на этапе эксплуатации НПС № 9 нефтепровода Казахстан-Китай
Содержание мероприятий по охране окружающей среды
Загрязнение окружающей среды бытовыми и промышленными отходами
Проектом должна быть предусмотрена программа мер по обеспечению надлежащего санитарно-гигиенического состояния (удаление твердых бытовых отходов и т.д.) очистка площадки НПС.
Мусор и отходы должны будут удаляться в установленном порядке.
В данной дипломной работе представлен проект строительства линейной части магистрального нефтепровода Атасу-Алашонкоу. В технической части проекта рассмотрены основные вопросы связанные с организации строительства объекта структурой строительства с транспортной схемой и контроль качества строительства организация ремонта и технического обслуживания.
В расчетной части приведены технологический и гидравлический расчеты с учетом несейсмических и 8-9 балльных сейсмических районов всей трассы нефтепровода.
Также проведен расчет и сравнительный анализ основных экономических показателей. В технико-экономической части проекта произведен расчет основных технико-экономических показателей определены экономические показатели эффективности проекта и проведен анализ чувствительности т е определен экономический риск.
Рассмотрены вопросы по технике безопасности и охране труда. Проанализированы вредные воздействия на окружающую среду предусмотрены профилактические организационные мероприятия по снижению влияния данного проекта на компоненты окружающей среды.
ВНТП 2-86 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. Миннефтепром 1987
ВСН 173-84 Инструкция по технологии и организации строительства кабельных линий технологической связи магистральных трубопроводов Миннефтегазстрой ВНИИСТ Москва 1985
ГОСТ 17.4.3.02-85- Требования к охране природного слоя почвы при производстве земляных работ
ГОСТ 9.602.89- Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
ГОСТ 12.1.013-78- Строительство. Электробезопасность.
ГОСТ 12.3.009-76- Работы погрузоразгрузочные.
ППБС-01-94 «Правила пожарной безопасности при производстве строительно-монтажных и огневых работ».
ППБС РК 02-95 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения Республики Казахстан».
ППБС РК-11-98 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов».
РД 39-009-99 - Руководящий документ. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации магистральных нефтепроводов.
РД 153-39.4-039-99 - Руководящий документ. Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН.
СНиП РК 2. 04.11-2001- Строительная климотология.
СНиП 3.01.03-84- Геодезические работы в строительстве.
СНиП 3.02.01-87- Земляные сооружения основания и фундаменты.
СНиП 3.01.01-85-Организационно-технические мероприятия нап-равленные на плановое развертывание и ведение строительно-монтажных работ.
СНиП 3.03.01-87- Несущие и ограждающие конструкции.
СНиП LH-42-80- Сварочно-монтажные работы.
СНиП РК 4.04.06-2002- Электрохимические устройства.
СНиП 3.01.08-85- Организация строительного производства.
СНиП РК 1.03.05-2001-Охрана труда и техника безопасности в строительстве..
СНиП РК 1.03-05-2001- Охрана труда и техника безопасности в строительстве – Астана. КазГор 2002.
СНиП 2.03.11-85* - Защита стальных конструкций от коррозии.
СНиП РК 02.01-2001-Пожарная безопасность зданий и сооружений.
СНиП РК 1.03.05-2001-Охрана труда и техника безопасности в строительстве.
Янович А.Н. Бусурин А.А.- Охрана труда –М.: Недра 1990.
Абдрахманова К.К. Дипломное проектирование. Оформление дипломного проекта. Методические указания к дипломному проектированию. Алматы: КазНТУ 2005.
Ерали А.Х. Тайкулаков Г.С. Анализ инвеспроекта по строительству трубопровода и нефтебазы. Методические указания.– Алматы: КазНТУ 1998.
Иванов Е.А. Мокроусов С.И. Обеспечение промышленной безопасности функционирования объектов магистральных трубопроводов. Безопасность труда в промышленности. 2001.
Лисаков М.В. Печеркин А.С. Сидоров В.И. Оценка риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов Безопасность труда в промышленности. 1998.
Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Москва Экономика 2000.
Методика расчета тарифов на транспортировку нефти по магистральным трубопроводам Республики Казахстан. КазТрансОйл: Тарифная методология 2003.
Методика расчета концентрации в атмосферном воздухе вредных веществ содержащихся в выбросах предприятий РНД 211.2.01.01-97.
Панов Г.Е. Петряшин Л.Ф. Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра 1986.
Полозков В.Т. Охрана труда и противопожарная защита на магистральных нефтегазопроводах нефтебазах и газохранилищах. М.: Недра 1975.
Сборник методик по расчёту выбросов вредных веществ в атмосферу различными производствами. Алматы 1996.
Телегин Л.Г. Ким Б.И. Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Недра 1988.
Тугунов П.И. Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтехранилищ. Уфа Дизайн 2002.

Структ. сх. лин.ч. МНП Атасу-Алаш.dwg

Патрульная автодорога
Communication cables
Условные обозначения
Существующая ПС№84 3510кВ L 5 км
среднее расстояние 35км
среднее расстояние 50км
среднее расстояние 15км
среднее расстояние 13км
V-180000m of broken stone
среднее расстояние 78км
V-100000m of broken stone
среднее расстояние 32км
V-20000m of broken stone
среднее расстояние 20км
- направление движения
- направление поворота
Устройство насыпи для перезда через полотно дороги
-направление объезда
-зона действия знака
-ограничение скорости
Монтажный приямок 1х(Dy+1.2)х0
Схема строительства перехода через автодорогу открытым способом
Ведомость монтажного оборудования
приспособлений и такелажа
Лебедка ручная ЛМ-12.5
Двухосный прицеп ТМЗ-803
Грузовой автомобиль МАЗ-509
Шкаф питания электроэнергией
Прожектор ПЗС-35 на временной
Автомобильный кран КС-4571
Жилой полевой городок
Насосная перекачивающая станция (НПС)
Сварочно - монтажные работы
Изоляционно-укладочные работы
Гидравлическое испытание
Патрульная автодороги
Существующая ПС№178 3510кВ
KCPP-01-E-PL-DW-00004
Трансформаторная подстанция
Существующая ПС№ 3510кВ
Espeerman river (Karasu)
р.Еспемеерман(Карасу)
Zhanaortalyk-Aktogai
Проектируемая ПС 11010кв
Структурная схема магистрального нефтепровода Атасу-Алашанькоу
Function chart of Atasu-Alashankou oil pipeline
Bank soft yard to trenches filling in rocky grounds
Usharal-Zhaipak road
Almaty-Ustkamenogorsk road
д.Алматы-Устькаменогорск. (RD0)
Восточно - Казахстанская обл.
East Kazakhstan oblast
subsurface water field
месторождение подземных вод
Aktogai-Sayak railway
Almaty-Aktogai railway
Aktogai railway station
Karakum-Sarykum sands
пески Каракум-Сарыкум
Usharal-Beskol road
д.Ушарал - Коктума (RD5)
Usharal-Koktuma road
д.Ушарал - Достык (RD8)
Usharal-Dostyk road
д.Ушарал - Коктума (RD6)
Oil metering station
Существующая ПС№38 3510кВ
Usharal-Balykshy road
Существующая ПС№81 3510кВ
Существующая ПС№179 3510кВ
аllotment from road Almaty-Ustkamenogorsk
отвод от дороги Алматы-Устькаменогорск. (RD1)
д.Ушарал - Жаланашколь(RD7)
Usharal-Zhanalashkol road
Существующая ПС№84 3510кВ
Atasu - Alashanke Crude Oil Pipeline
FUNCTION CHART OF ATASU - ALASHANKOU
НЕФТЕПРОВОДА АТАСУ - АЛАШАНЬКОУ
СТРУКТУРНАЯ СХЕМА МАГИСТРАЛЬНОГО
ДЕПАРТАМЕНТ: ТРУБОПРОВОДОВ
DWG. № КСРР-01-Е-РL-DW-00004
Магистральный нефтепровод Атасу - Алашанкоу
Объем мягкого грунта для подсыпки в траншеи в скальных грунтах
Объем грунта необходимый для строительства патрульной автодороги
Kazakh Institute of Oil And Gas
China Petroleum Pipeline Engineering Corporation
Kazakhstan - China Crude Oil Pipeline Project
по всей трассем состовляет 1400 тыс.м
throughout the route composes 1400 thousand.m
состовляет V=2.043.075м
Bank yard necessary for construction patrol road
composes V=2.043.075м