Геоклиматическая характеристика района

Курсовой проект

На тему:

Реконструкция магистрального нефтепровода "Урьевская-Южный Балык" диаметром 1220 мм
по дисциплине: сооружение магистральных трубопроводов

 

 

Руководитель проекта Студент (ка)

Татлыев Р.Д. Белова В.А. СРТб-13

 

и

 

 

Сургут 2016

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...........................................................................................................4

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ................................................................................................7

1.1 Характеристика трубопровода..................................................................7

1.2 Геоклиматическая характеристика района..............................................8

1.3 Климатические параметры холодного периода года..............................8

1.4 Климатические параметры теплого периода года...................................9

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.....................................................................10

2.1 Подготовительные работы......................................................................10

2.2 Земляные работы.....................................................................................11

2.3 Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы..............................13

2.4 Демонтаж существующих и нефтепроводов.........................................14

2.5 Сварочно-монтажные работы................................................................14

2.6 Изоляционно-укладочные работы..........................................................15

2.7 Строительство трубопроводов на болотах.............................................17

2.8 Сооружение переходов под дорогой......................................................17

2.9 Укладка нефтепровода в траншею..........................................................18

2.10 Балластировка трубопровода................................................................19

2.11 Контроль качества..................................................................................20

2.12 Рекультивация земель............................................................................21

2.13 Очистка полости и испытание...............................................................21

2.14 Контроль качества и приемка в эксплуатацию отремонтированного участка нефтепровода...................................................................................................24

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ.....................................................................................25

3.1 Расчет несущей способности нефтепровода.........................................25

3.2 Расчет режимов ручной электродуговой сварки..................................27

3.3 Нормирование технологического процесса при выполнении сварочных работ..........................................................................................................30

3.3.1 Нормирование при выполнении корневого шва................................30

3.3.2 Нормирование при выполнении горячего прохода............................31

3.3.3 Нормирование при выполнении последующих слоёв.......................31

3.4 Расчет трубопроводов на устойчивость от всплытия...........................31

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ...............................................................................34

5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА............36

5.1 Техника безопасности и охрана труда....................................................36

5.1.1 Организация производственных территорий, участков работ и рабочих мест..................................................................................................................36

5.1.2 Требования безопасности к обустройству и содержанию производственных территорий, участков работ и рабочих мест..............................37

5.1.3 Требования безопасности при складировании материалов и конструкций...................................................................................................................37

5.1.4 Обеспечение электробезопасности......................................................38

5.1.5 Обеспечение пожаробезопасности......................................................39

5.1.6 Обеспечение защиты работников от воздействия вредных
производственных факторов........................................................................................39

5.1.7 Транспортные и погрузочно-разгрузочные работы...........................40

5.1.8 Требования безопасности при выполнении электросварочных и газопламенных работ....................................................................................................41

5.1.9 Требования безопасности труда при проведении ремонтных работ в охранных зонах действующих коммуникаций...........................................................42

5.1.10 Пожарная безопасность......................................................................42

5.2 Оценка экологичности проекта..............................................................44

5.2.1 Газовые, пылевые выбросы..................................................................44

5.2.2 Подземные и поверхностные воды......................................................46

5.2.3 Рекультивация нарушенных земель....................................................47

5.3 Чрезвычайные ситуации..........................................................................48

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................................................49

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ..........................................50

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ           Изм Лист № докум. Подпись Дата Разраб. Белова В.А.     ВВЕДЕНИЕ Лит Лист Листов Провер. Татлыев Р.Д..               Т.контр.       СИНГ (филиал ТИУ в г. Сургуте) СРТб-13 Н.контр.       Утв.

ВВЕДЕНИЕ

Повреждения магистральных нефтепроводов вызываются действием двух групп факторов. Первая группа связана со снижением несущей способности нефтепровода, вторая — с увеличением нагрузок и воздействий. Снижение несущей способности нефтепровода происходит из-за наличия дефектов в стенке труб и старения металла. Факторы второй группы появляются при эксплуатации действующего нефтепровода. В процессе эксплуатации на нефтепровод действует целый ряд силовых факторов. К их числу относятся внутреннее давление, напряжения от воздействий температур перекачиваемой нефти и окружающего трубу грунта, давление слоя грунта над трубой, различные статические и подвижные нагрузки, деформация земной поверхности на подрабатываемых территориях, сейсмические воздействия. Эти факторы формируют в трубах кольцевые и продольные напряжения, способствуют перемещениям трубопровода в продольном и поперечном направлениях. Линейная часть магистральных нефтепроводов сооружается в основном в подземном исполнении.

Подземные стальные трубопроводы в той или иной степени подвержены коррозии. Коррозия — это разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды. Подземные нефтепроводы могут подвергаться коррозии под воздействием почвы, блуждающих токов и переменного тока электрифицированного транспорта. Почвенная коррозия подразделяется на химическую и электрохимическую. При химической коррозии толщина стенки нефтепровода уменьшается равномерно, т.е. практически не возникают сквозные повреждения труб. Химической коррозии в большей степени подвергаются внутренние стенки нефтепровода. Это происходит из-за неполного заполнения трубы продуктом, при частичном опорожнении трубопровода или возникновении такого режима работы нефтепровода, при котором даже без остановки перекачки не происходит полного заполнения сечения трубы.

 

 

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

В образовавшиеся полости выделяются растворенные
в нефти пары воды и сероводорода, которые являются мощными коррозионными агентами. На пониженных участках образуются застойные зоны из осажденной воды, которая вызывает так называемую строчную коррозию нижней части стенки трубы.

Электрохимическая коррозия обусловлена взаимодействием металла трубы с агрессивными растворами грунта. При этом металл выполняет роль электродов, а агрессивные растворы — электролитов. Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более опасным, чем химическая коррозия.

Еще более опасна электрическая коррозия. Она возникает под действием на нефтепровод электрических токов. Эти токи называют блуждающими, так как они проникают в грунт обычно из рельсов электрифицированного транспорта и попадают на нефтепровод в тех местах, где он оголен или имеет поврежденную изоляцию. Двигаясь по трубопроводу, токи выходят из него близ тяговых подстанций. Участки входа тока в нефтепровод называют катодными, а участки выхода — анодными.

Подземная коррозия магистральных нефтепроводов наносит большой ущерб, приводя к их преждевременному износу, сокращению межремонтных периодов, авариям и потерям нефти.

К внешним воздействиям на подземные трубопроводы относят возможные нагрузки при производстве различных работ вблизи нефтепровода, наезды тяжелого транспорта, оползни, землетрясения, взрывы и др. Результаты анализа отказов свидетельствуют о том, что одной из основных причин повреждений подземных трубопроводов является воздействие внешних сил, приводящее к образованию поверхностных вмятин, трещин, трещин во вмятинах, разрывов в сварных швах и по телу трубы. Если значительные механические повреждения, возникающие в период строительства трубопроводов, могут быть выявлены и устранены в результате гидравлической опрессовки трубопровода, то повреждения, возникающие после гидравлической опрессовки и обусловленные воздействием внешних сил, могут явиться причиной разрыва трубопровода не только непосредственно в момент его повреждения, но также через какой-то

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

промежуток времени, продолжительность которого зависит от характера повреждения и степени нагружения трубопровода.

Часто подземные нефтепроводы подвергаются внешнему воздействию от наездов на них тяжелой техники, при этом дефектами на стенке трубы являются трещины, вмятины или порывы. Заполнение пространства между трубопроводом и стенками траншеи, а также под трубопроводом мягким грунтом с последующим его уплотнением значительно повышает сопротивление трубопровода таким внешним нагрузкам.

Магистральные нефтепроводы — сооружения большой протяженности, трассы которых пересекают леса, тундры, реки, озера, болота, овраги, железные и шоссейные дороги, подземные коммуникации и другие естественные и искусственные препятствия. Имеются участки нефтепроводов, где используются наземная и надземная схемы укладки.

Тематика решения проблем повышения и восстановления надежности магистральных нефтепроводов, выполнения мероприятий по капитальному ремонту и реконструкции линейных сооружений, является актуальной, особенно для региона Тюменской области. Так как их сеть является весьма многоуровневой и сложной.

Дальнейшее старение трубопроводов, многократное повышение уровня требований к безопасности и надежности трубопроводного транспорта, современные научные представления и инженерные разработки создают сегодня предпосылки для совершенствования концептуальных подходов к вопросу выполнения ремонта и предупреждений аварийных ситуаций на нефтепроводах.

Для анализа риска возникновения аварий важно определить набор типичных аварийных ситуаций, с той или иной степенью вероятности их возникновения в зависимости от старения металла труб, повреждения изоляции, размыва подводных переходов и других технических и антропогенных факторов.

1.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ           Изм Лист № докум. Подпись Дата Разраб. Белова В.А.     ОБЩАЯ ЧАСТЬ Лит Лист Листов Провер. Татлыев Р.Д..               Т.контр.       СИНГ (филиал ТИУ в г. Сургуте) СРТб-13 Н.контр.       Утв.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Характеристика трубопровода

Трубопровод «Урьевская-Южный Балык» на рассматриваемом участке находится в эксплуатации Нефтеюганского УМН.

Диаметр-1220 мм. Сталь марки -17 г1с

Система ЭХЗ введена в эксплуатацию в 1973 году.

Трасса н/п пролегает по заболоченной местности с удельным электрическим сопротивлением грунтов в среднем по участкам: 0-61 км - 40 Ом м; 61-196 км- 50 Ом м, что говорит о средней коррозионной активности грунтов.

По данным «Ультраскана» от 70-85% всех коррозионных дефектов расположены на нижней образующей трубопровода (в пределах 90-270 градусов)

Выделение очагов коррозионных дефектов с плотностью более 10 дефектов на 100 м позволило оценить коррозионное влияние каждого внешнего воздействия. Всего по н/п УЮБ внутритрубной диагностикой обнаружено 1539 дефектов с внешней потерей металла, из них 18 шт. опасные (с глубиной коррозии более 50 % от стенки трубы). На долю очагов с плотностью более 10 шт/100 м приходится 385 дефектов, из них 14 опасных.

Факторы активизирующие коррозионные процессы:

а) ЛЭП напряжением 6-500 кВ. Пересечений с н/п, которые совпадают с зонами концентрации дефектов повреждений выявлено 9. На них приходится 253 дефекта с плотностью 25 штук на одно пересечение.

б) А/дороги. 4 пересечения; 104 дефекта с плотностью 26 шт./пересечение

в) Реки (ручьи) 5 пересечений; 111 дефектов с плотностью 22 шт./пересечение

г) Т/проводы (включая сближение, удаление) 3 пересечения; 100 дефектов, плотность 33 шт./пересечение

д) Болота. 43 зоны с концентрацией дефектов приходятся на заболоченные места, объедения 2785 дефекта с плотностью 64 штуки на зону.

 

 

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Исходя из того, что на всем протяжении н/провода имеется 80 пересечений с ВЛ, 35 с реками и ручьями, 7 с а/дорогами с твердым покрытием можно сделать вывод, что систематическое воздействие на коррозионные процессы оказывают в большей степени прохождение трассы н/п по обводненным торфяным залежам (о влиянии остальных факторов с уверенностью утверждать нельзя).

 

Подготовительные работы

В состав подготовительных работ, выполняемых на трассе, входит:

· объезд трассы трубопровода и прилегающей к трассе территории для

 

определения рабочей транспортной схемы перевозки грузов определение

·

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

состояния дорог, мостов и других искусственных сооружений;

· расчистку полосы строительства от леса, кустарника остатков;

· планировку полосы отвода;

· устройство временных дорог и подъездов к трассе, переездов мостов через различные препятствия, восстановление и ремонт дорог и мостов;

· устройство временных производственных баз.

Сооружение временных дорог.

Сооружение магистральных трубопроводов связано необходимостью строительства широкой сети временных дорог различного назначения. По назначению временные дороги подразделяются на несколько видов:

- вдольтрассовые - для перевозки строительных грузов и рабочие вдоль трассы, их сооружают как в полосе отвода, так и в непосредственной близости от трассы;

- подъездные - для связи пунктов поступления техники и материалов с местами базирования колонн, участков;

- технологические - для обеспечения прохода по трассе строительной техники, механизированных колонн.

Временные вдольтрассовые и подъездные дороги должны иметь ширину проезжей части 4,5 - 9 м, земляного полотна 8-13м,

Минимальный радиус поворота в плане при перевозке длинномерных грузов (плетей труб) 120 м. Для временных технологических дорог эти размеры должны быть соответственно 10 ми 60 м.

 

Земляные работы

Прокладка нефтепровода на всем протяжении трассы принята подземная:

В нормальных условиях 1,0 м до верха трубы; на переходах ручьев и болотах - не менее 1 м до верха балластирующей конструкции. Ширина траншей по дну принята 1,9 м. Величина откосов траншеи определяется в соответствии с [17] в зависимости от физико-механических свойств грунтов. С целью уменьшения объемов работ для прохода изоляционно-укладочной колонны на пересеченных участках трассы предусмотрена срезки грунта бульдозером с частичным восстановлением.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

При значительных объемах срезанного грунта, часть его должна удаляться, часть использоваться для ремонта подъездных дорог и строительства лежневых дорог.

После окончания строительства трубопровода русла ручьев,ложбины водотоков должны быть расчищены от грунта, попавшего в них во время земляных работ.

При пересечении нефтепровода с коммуникациями предусмотрена ручная разработка траншеи в соответствии с [17].

Вешками устанавливают местоположение близлежащих сетей.

Рытье траншей производится одноковшовым экскаватором емкостью ковша 1м. Обратная засыпка траншей производится бульдозером.

Таблица 1.1 - Техническая характеристика экскаваторов используемых
на строительстве магистральных трубопроводов.

Показатели	ЭО - 4121
Вместимость основного ковша обратной лопаты, м3
Мощность двигателя, кВт	95,7
Скорость передвижения, км/ч	2,8
Частота вращения поворотной части, об/мин	до 6
Наибольший угол подъема, градусы
Радиус копания, м	9,2
Наибольшая глубина копания траншеи, м	5,8
Минимальная продолжительность цикла при угле поворота 90° с выгрузкой в отвал, с
Давление на грунт, кПа	63,6
Масса, т	20,9

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Разработка траншеи ведется механизированным способом по обеим сторонам от трубопровода, с перебором грунта ниже нижней образующей трубы на 0,2 м.

 

Сварочно-монтажные работы

Сборка и сварка секций труб производится на трубосварочной базе электродуговой сваркой. Плети труб с базы развозятся по трассе и свариваются в непрерывную нитку ручной потолочной сваркой с применением самоходных сварочных установок.

Все работы по монтажу, сварке, контролю и сварных соединений должны выполняться в соответствии с требованиями [17].

Монтажные сварные стыки нефтепровода подлежат 100% контролю методом радиографирования на участках всех категорий.

Все работы с трубами должны производится при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40^oС.

Монтаж технологических узлов включает: монтаж криволинейных участков, запорной арматуры, устранение технологических разрывов.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Устранение технологических разрывов включают ликвидацию технологического захлеста и вварку катушки.

На поверхности труб допускаются повреждения (риски, задиры, глубиной не более 0,2 мм; повреждения глубиной свыше 0,2 мм, но не более 5% толщины стенки должны быть зашлифованы. Участки труб с более глубокими повреждениями бракуются. В этих местах вырезаются катушки. Ремонт поверхности сваркой не допускается.

Контроль качества подготовки сварочных материалов включая проверку целостности упаковки, наличие сертификатов с указанием марки на каждую партию сварочных материалов, условий их хранения и режима прокаливания электродов и флюсов в соответствии с требованиями технологической инструкции на данный вид сварки.

Применять сварочные материалы без сертификации запрещается.

Забоины и задиры фасок глубиной до 2 мм следует исправлять шлифованием. Допускается ремонт сваркой забоин и задиров фасок глубиной до 5 мм.

Величину зазора между стыкуемыми кромками труб контролируют двумя щупами, один из которых имеет толщину по нижнему пределу, а другой - по верхнему.

При ветре, скорость которого превышает 10 м/с, а также при выпадении атмосферных осадков запрещается проводить сварку без инвентарных укрытий.

Все стыки, выполненные электродуговой сваркой, очищают от шлака и подвергают внешнему осмотру, при этом не должно быть трещин, прожогов подрезов глубиной более 0,5 мм, недопустимых смещений кромок (величина максимально допустимого смещения составляет 20 % от толщины стенки но не более 2мм.), кратеров и выходящих на поверхность пор.

2.6 Изоляционные работы

Изоляцию и укладку трубопровода выполняют совмещенным методом, изоляционно-укладочной колонной, оснащенной кранами-трубоукладчиками, сушильными установками типа СТ, машиной для очистки и изоляции трубопроводов пленками ОМ 121П и вспомогательным оборудованием. Изоляционно-укладочные работы выполняются непосредственно перед укладкой трубопровода в траншею.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Изоляционные работы проводятся при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40° С. При температуре плюс 10° С и ниже рулоны ленты перед нанесением необходимо выдержать не менее 48 часов в теплом помещении при температуре не ниже плюс 15° С.

Контроль за качеством изоляционных материалов и покрытий производится согласно требованиям СНиП 3.05.02-88 и ВСН 012-88.

Тип изоляционного покрытия и его конструкция приняты согласно [14].

Два слоя полимерной ленты и два слоя защитной обертки предусмотрены на участках протаскивания нефтепровода в кожухе под автомобильными дорогами.

На участках протаскивания в кожухе под автомобильными дорогами и на участках пересечения с подземными коммуникациями выполняется футеровка нефтепровода деревянными рейками для защиты изоляции от повреждений при укладке.

В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации нефтепровода приняты два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

При нанесении изоляционных покрытий следует контролировать ихсплошность искровым дефектоскопом типа ДИ-64.

Прилипаемость (адгезию) битумных покрытий к изолируемой поверхности трубопровода проверяют адгезиметром или способом треугольника в местах, вызывающих сомнение.

Нахлест витков армирующего материала и защитных оберток проверяют мерной линейкой, ширина нахлеста должна быть не менее 3 см, а на концах обертки - нахлест 10-15 см.

Сплошность изоляционных покрытий из полимерных лент проверяют непрерывно, визуально; в местах, вызывающих сомнение - искровым дефектоскопом с напряжением на щупе 5 кВ и плюс 5 кВ на каждый 1 мм толщины для липких лент отечественного производства.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Натяжение ленты должно быть не менее 1 кгс на 1 см ее ширины.

В случае, если законченный строительством участок трубопровода оценивают катодной поляризацией отрицательно, определение мест повреждений и дефектов в изоляционном покрытии трубопровода должно выполняться искателями повреждений

.

Балластировака трубопровода

Выбор конструкции или способа балластировки (закрепления) нефтепровода проводится проектной организацией с учетом следующих основных факторов:

· категории местности,

· характера и типа грунтов,

· уровня грунтовых вод,

· рельефа местности,

· схем прокладки, наличия углов поворотов, кривых искусственного гнутья,

·

методов и сезонов производства строительно-монтажных работ,

· условий эксплуатации,

· технико-экономической целесообразности их применения.

Для балластировки нефтепроводов минеральными грунтами в сочетании с полотнищами из нетканого синтетического материала (НСМ) в зависимости от характера грунтов и категории местности могут быть использованы различные

При балластировке нефтепроводов грунтом с использованием НСМ ширина полотнищ из НСМ должна обеспечивать либо замыкание его над засыпанным нефтепроводом, либо закрепление на берме траншеи. В зависимости от вида и состояния грунта нефтепровод балластируется сплошь по всей его длине или отдельными перемычками. Длина каждой перемычки составляет 25-30 м, а расстояние между грунтовыми балластирующими перемычками колеблется в пределах до 0,8-1,0 ее длины.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

На участках балластировки, где ожидаемая скорость течения талых вод незначительна (не более 0,2 м/сек), закрепление нефтепровода допускается без устройства вертикальных перегородок-перемычек. На других участках необходимость сооружения вертикальных перегородок из НСМ определяется проектом с учетом конкретных инженерно-геологических характеристик трассы.

Процесс балластировки нефтепроводов грунтом с применением нетканых синтетических материалов включает: вывозку, разгрузку и раскладку полотнищ вдоль траншеи, размотку и укладку в траншеи, закрепление уложенных полотнищ по краям траншеи, отсыпку балластного грунта, перекрытие балластного грунта и замыкание полотнищ из НСМ; отсыпку и формирование земляного валика.

При этом засыпка траншеи производится одноковшовым экскаватором или траншеезасыпателем. Применение бульдозера допускается лишь для окончательной засыпки траншеи и формирования валика.

 

Пожарная безопасность

В комплекс мероприятий по пожарной безопасности на ремонтном участке входят противопожарные мероприятия при планировке и размещении временных жилых городков, складской зоны, стоянок автотранспортной техники, площадок приготовления мастик и грунтовок, а также ремонт или обустройство подъездных дорог, переездов к трассе и к водоемам, предназначенным для использования при пожаротушении.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Расстояние от трубопроводов до границ отведенных им территорий должно быть не менее значений, указанных в СНиП 2.05.06-85*.

Должна быть предусмотрена возможность быстрой эвакуации людей, техники, оборудования и материальных ценностей при возникновении пожара на отведенной территории и доступа на территорию пожарной техники и средств эвакуации.

Необходимо исключить негативное воздействие на близлежащие поселки, промышленные и сельскохозяйственные объекты и постройки при возникновении пожара и взрывов на отведенных территориях.

Все организационно-технические мероприятия по проведению капитального ремонта подземных нефтепроводов должны выполняться с соблюдением:

ГОСТ "Пожарная безопасность. Общие требования";

Правил пожарной безопасности в Российской Федерации;

Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО);

Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов.

Каждый ремонтный участок должен иметь инструкцию "О мерах пожарной безопасности", планы ликвидации аварий и тушения пожара, разработанные с учетом конкретных условий проведения ремонтных работ.

Двигатели внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть оборудованы искроуловителями, исключающими возможность выбросов искр с выхлопными газами.

До начала сварочных работ следует выполнить обваловку труб путем поперечной засыпки траншеи землей, мятой глиной и т.д. с обеих сторон места проведения сварки.

Если концентрация горючих паров в траншее превышает ПДВК, 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. Огневые и изоляционные работы могут быть возобновлены только при снижении концентрации горючих паров ниже ПДВК.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

В случае разгерметизации магистрального нефтепровода и выхода нефти при проведении сварочных работ необходимо ликвидировать горение (с помощью кошмы, огнетушителя, пеногенератора), прекратить выход нефти из трубопровода, очистить место сварки от горючих веществ и замерить концентрацию паров с помощью газоанализаторов.

После тушения пожара места разлива нефти необходимо очистить от горючих веществ и продуктов сгорания с последующим восстановлением плодородного слоя почвы. Возобновление работ по ремонту нефтепровода возможно только после полной дегазации траншеи с замерами концентрации паров нефти как на участке, залитом и забрызганном нефтью, так и за его пределами.

 

5.2 Оценка экологичности проекта

Газовые, пылевые выбросы

Период реконструкции – замена дефектного участка трубопровода характеризуется кратковременностью и разнообразием источников выброса загрязняющих веществ (ЗВ).

Источники выброса загрязняющих веществ – бульдозеры, экскаваторы, трубоукладчики, сварочные агрегаты, машины для резки труб, изоляционная и очистная машины, установка для вытеснения нефти.

Выбрасываемые загрязняющие вещества: аэрозоли – оксиды углерода, азота, серы, марганца, железа; углеводороды – сажа, пары бенз/а/пирена; ВВ – пыль абразивная и металлическая; фтористые соединения и органические соединения, пары бензина.

Выбросы вредных веществ от стационарных и передвижных источников должны соответствовать ГОСТ 12.1.005-88. Предельно допустимые концентрации трубов сгорания представлены в таблице 5.1.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 5.1-Предельно допустимые концентрации трубов сгорания, мг/м³

Вещество (агрегатное состояние)	Класс опасности	ПДК максимальная разовая	ПДК среднесуточная
Бензапирен (аэрозоль)		-	0,00015
Сероводород (газ)		0,008
Серный ангидрид (газ)		0,3
Сернистый ангидрид (газ)		0,5
Окись углерода (газ)
Фенол (аэрозоль)		0,01
Формальдегид		0,035	0,5

Расчет количества ЗВ произведен с применением удельных показателей выбросов вредных веществ при сгорании топлива. Ущерб от загрязнения атмосферы выхлопными газами от строительной техники рассчитан исходя из Базовых нормативов платы за выбросы в атмосферу ЗВ от стационарных и передвижных источников. В расчете использован коэффициент индексации, равный 110,92. Ущерб от загрязнения атмосферы во время проведения реконструкции приведен в таблице 5.2.

Характерной особенностью района является отсутствие промышленных предприятий, влияющих на загрязнение атмосферного воздуха.

КП.21.03.01.05/28.01.2016.00.ПЗ Лист             Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 5.2 -Ущерб от загрязнения атмосферы

Загрязняющее вещество	Лимити-руемая масса в-ва, ПДВ, т/год	Факти-ческая масса в-ва, т/год	Превы-шение лимит. массы, т/год	Норматив платы, руб/т	Размер платы, руб
За ПДВ	За пре-выше-ние ПДВ	За ПДВ	За превы-шение ПДВ	Сумма
Оксид углерода	0,03782		11,963	0,005