|
Расширенный поиск
ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА-ЮГРЫ от 22.11.2013 № 490-пПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ от 22.11.2013 г. N 490-п ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ПЛАНИРОВКЕ ТЕРРИТОРИИ ДЛЯ РАЗМЕЩЕНИЯ ЛИНЕЙНЫХ ОБЪЕКТОВ РЕГИОНАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ В соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации, Законом Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 18 апреля 2007 года N 39-оз "О градостроительной деятельности на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" Правительство Ханты-Мансийского автономного округа - Югры постановляет: Утвердить основную часть проекта планировки территории и проект межевания территории для размещения линейных объектов регионального значения Ханты-Мансийского автономного округа - Югры: "Обустройство куста скважин N 54 Петелинского месторождения" (приложения 1 - 3) (приложения 1, 2 не приводятся); "Обустройство Южной части Приразломного месторождения. Кусты скважин NN 133, 226, 233, 238, 271, 280, 285, 287, 295, 299" (приложения 4 - 6) (приложения 4, 5 не приводятся); "ЦППН-2 Мамонтовского месторождения. Оптимизация схемы подготовки нефти" (приложения 7 - 9) (приложения 7, 8 не приводятся). Губернатор Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Н.В.КОМАРОВА Приложение 3 к постановлению Правительства Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 22 ноября 2013 года N 490-п ПОЛОЖЕНИЕ О РАЗМЕЩЕНИИ ЛИНЕЙНОГО ОБЪЕКТА РЕГИОНАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ "ОБУСТРОЙСТВО КУСТА СКВАЖИН N 54 ПЕТЕЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ" Проектом планировки предусматривается размещение коридора коммуникаций к кустовой площадке N 54 Петелинского месторождения, в состав которого входят следующие объекты капитального строительства: автомобильная дорога; воздушные линии (далее - ВЛ) ВЛ-35 кВ; нефтегазосборные сети. Куст N 54 - точка врезки (далее - т. вр.) куст N 5; высоконапорный водовод. КНС-1 - куст N 54. Автомобильная дорога Для обеспечения транспортной связи куста скважин N 54 с объектами обустройства Петелинского месторождения нефти предусмотрено строительство автомобильной дороги. Таблица 1 Основные технические показатели дорог |—————|——————————————————————|—————————————|———————————|——————————|————————|————————————| | N | Наименование |Техническая | Ширина | Ширина |Длина, |Количество | |п/п | | категория |земляного |проезжей | м | углов | | | | |полотна, |части, м | | поворота | | | | | м | | | | |—————|——————————————————————|—————————————|———————————|——————————|————————|————————————| | 1 |Автомобильная дорога | IV-в | 8,0 | 4,5 |748,8 | 2 | | |к кусту скважин N 54 | | | | | | |—————|——————————————————————|—————————————|———————————|——————————|————————|————————————| Основные характеристики Трасса дороги имеет два угла поворота. Поперечные профили конструкции земляного полотна разработаны с применением региональных типовых конструктивно-технологических решений в соответствии с Ведомственными строительными нормами. Инструкцией по проектированию и строительству автомобильных дорог нефтяных и газовых промыслов Западной Сибири ВСН 26-90, утвержденных Министерством транспортного строительства Союза Советских Социалистических Республик 22 июня 1990 года N АВ-225. Принятые решения обеспечивают требуемую прочность, устойчивость и стабильность сооружения в соответствии с требованиями статьей 9, 18 Федерального закона от 30 декабря 2009 года N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (далее - ФЗ N 384-ФЗ). Проектной документацией предусмотрено 2 типа поперечного профиля конструкции земляного полотна: 1 - насыпь на болоте III типа с использованием торфа в основании; 2 - насыпь на болоте III типа с использованием торфа в основании (в нижней части насыпи используется полотно существующего автозимника). Верх земляного полотна имеет двухскатный поперечный профиль с уклоном 30%. Заложение откосов насыпи принято 1:3. Автомобильная дорога на всем протяжении расположена в насыпи, на дороге предусмотрено строительство четырех водопропускных труб. В местах пересечения с существующими трубопроводами предусмотрено устройство защитного футляра (кожуха). Основные конструктивные решения по строительству автомобильной дороги Начало автомобильной дороги, пикет (далее - ПК) 0+00,00, расположено на существующей грунтовой дороге. Конец дороги, ПК 7+48,80, расположен в районе куста скважин N 54 Петелинского месторождения нефти. Углы поворота обусловлены примыканием к существующей автомобильной дороге, прокладкой трассы в коридоре коммуникаций с соблюдением норм приближения и заходом на куст скважин N 54. С внутренней стороны кривых предусмотрено устройство уширения проезжей части и земляного полотна. На кривой в плане радиусом 100 м предусмотрено устройство виража с односкатным поперечным профилем. Переход от двухскатного к односкатному поперечному профилю выполнен на длине переходной кривой. Примыкания разработаны в соответствии с требованиями типовых материалов для проектирования 503-0-51-89 "Пересечения и примыкания автомобильных дорог в одном уровне", утвержденных Министерством транспортного строительства Союза Советских Социалистических Республик протоколом от 19 июня 1989 года N АВ-307. Радиусы кривых при сопряжении дорог в месте примыканий приняты 15,0 м и 30,0 м. Дорога проложена во II дорожно-климатической зоне, район строительства заболочен и обводнен. С учетом изложенного, земляное полотно проектируемой дороги на всем протяжении предусмотрено в насыпях из привозных грунтов из штабеля карьера N 1 Петелинский на Петелинском месторождении, допускается использование песка и гравия. По результатам расчета возвышение насыпи составляет 1,59 м. Водоотвод с поверхности дороги обеспечен принятым в проектной документации двускатным поперечным профилем. Для сохранения существующего гидрологического режима и исключения явлений подтопления на прилегающей территории проектной документацией предусмотрено устройство четырех водопропускных труб отверстием 1,5 м. Конструкция дорожной одежды для дорог принята переходного типа из щебня, устроенного по способу заклинки. Основной фракцией является щебень фракции 40 - 70 мм. В качестве расклинивающего материала при устройстве основания применяется щебень фракции 10 - 20 мм и 5 - 10 мм. На уширениях проезжей части, устраиваемых на внутренней стороне кривой и примыканиях также предусмотрено устройство дорожной одежды переходного типа с покрытием серповидного профиля. Для обеспечения устойчивости откосов земляного полотна от размыва атмосферными осадкам и ветровой эрозии проектной документацией предусмотрено их укрепление посевом многолетних трав. Для укрепления откосов насыпи также допускается использование материала буролитовая смесь по техническим условиям 5745-001-48739364-2006 "Смесь буролитовая", разработанным закрытым акционерным обществом "Экос", или материала грунтобетон по техническим условиям 5745-005-76841742-2008 "Грунтобетон на основе буровых шламов приобского месторождения общества с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз", разработанным государственным общеобразовательным учреждением высшего профессионального образования "Тюменский государственный архитектурно-строительный университет". Приготовление торфо-песчаной смеси предусмотрено на площадке, расположенной в полосе краткосрочного отвода коридора коммуникаций. Проектируемая дорога к кусту скважин N 54 пересекает следующие линейные объекты на ПК: 0+05,54 существующий нефтепровод; 0+23,22 существующий водовод; 2+32,35 проектируемый водовод; 2+40,35 проектируемый нефтепровод; 4+94,81 недействующую ВЛ-6 кВ; 5+65,76 проектируемый водовод; 5+73,76 проектируемый нефтепровод. Пересечение с существующими трубопроводами выполнено под углом, близким к прямому, с устройством защитного футляра (кожуха). Возвышение верха покрытия дороги над верхом образующей защитного футляра обеспечено не менее 1,4 м согласно Системе нормативных документов в строительстве. Ведомственные строительные нормы. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов СП 34-116-97, утвержденной и введенной в действие приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 23 декабря 1997 года N 441 (далее - СП 34-116-97). Недействующая ВЛ-6 кВ будет демонтирована до начала производства работ. В соответствии с требованиями статьи 30 ФЗ N 384-ФЗ проектной документацией предусмотрены мероприятия, обеспечивающие безопасное движение транспортных средств. Согласно Национальному стандарту Российской Федерации. Технические средства организации дорожного движения. Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройств ГОСТ Р 52289-2004, утвержденному приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2004 года N 120-ст, для повышения безопасности и удобства движения запроектированы следующие обустройства дорог: установка дорожных знаков; установка направляющих устройств. Дорожные знаки устанавливаются на присыпной берме. Сигнальные столбики устанавливают по обе стороны проезжей части на расстоянии 0,35 м от бровки на кривых, примыканиях в пределах кривых через 3 м, у водопропускных труб. Для обеспечения безопасности движения предусмотрено: укрепление обочин на всю ширину, на кривых - уширение проезжей части с внутренней стороны, устройство виражей с односкатным поперечным профилем. Трубопроводы Таблица 2 Основные технические характеристики проектируемых трубопроводов |—————|———————————————————|————————————|—————————————|———————————————|——————————|———————| | N | Наименование | Диаметр | Давление | Проектная | Протя- |Мате- | |п/п | трубопровода | трубо- | (избы- | мощность |женность |риал | | | | провода, | точное), |трубопровода | трубо- |изго- | | | | толщина | МПа, в |по жидкости/ |провода, |тов- | | | |стенки, мм | начале/ | по газу, | м |ления | | | | | конце | м3/сут. | | | | | | | участка | | | | |—————|———————————————————|————————————|—————————————|———————————————|——————————|———————| | 1 |Нефтегазосборные | 219 х 8 | 1,71/1,4 |2340/58273,24 | 2467 |13ХФА | | |сети. Куст N 54 - | | | | | | | |т. вр. куст N 5. | | | | | | |—————|———————————————————|————————————|—————————————|———————————————|——————————|———————| | 2 | Высоконапорный | 168 х 14 |13,41/13,11 | 1050/- | 5783 | 20 | | | водовод.КНС-1 - | | | | | "С" | | | куст N 54 | | | | | | |—————|———————————————————|————————————|—————————————|———————————————|——————————|———————| Рабочее (нормативное) давление в нефтегазосборных сетях равно 4,0 МПа - принято по давлению срабатывания предохранительного клапана ИУ площадки куста скважин N 54. В соответствии с Ведомственными строительными нормами. Проектирование морских стационарных платформ ВСН 51.3-85, утвержденными распоряжением Министерства газовой промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 21 января 1985 года N ВТ-75, Нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений ВНТП 3-85, утвержденными приказом Министерства нефтяной промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 10 января 1986 года N 32, расчетное давление в нефтегазосборных сетях принимается равным рабочему (нормативному) давлению, то есть расчетное давление так же равно 4,0 МПа. За рабочее давление в высоконапорном водоводе принято максимальное давление, создаваемое насосами канализационной насосной станции-1 (далее - КНС-1) при минимальной расчетной производительности, с учетом подпора и разности геодезических отметок рельефа местности. Максимально возможное рабочее давление в водоводе равно 17,5 МПа. Гидравлический расчет водовода выполнен на регламентный режим работы насосов КНС-1 - 13,41 МПа. Таблица 3 Характеристики трасс трубопроводов по категориям местности |————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————------| | | Протяженность участков, м | |————————————————————|———————————————————-|——————————————————--|——————————|———————| | Наименование | Водные преграды | Тип болота |Суходол, |Всего | | трубопровода | | |насыпной | | | | | | грунт | | |————————————————————|———————|————————————|—————|—————|————————|——————————|———————| | |реки, | озера, | I | II | III | | | | |ручьи | низины, | | | | | | | | |заполненные | | | | | | | | | водой | | | | | | |————————————————————|———————|————————————|—————|—————|————————|——————————|———————| | Нефтегазосборные | - | - | - | 88 |2379,16 | 87,84 | 2467 | | сети. Куст N 54-т. | | | | | | | | | вр. куст N 5 | | | | | | | | |————————————————————|———————|————————————|—————|—————|————————|——————————|———————| | Высоконапорный | - | - | - |108 |4837,84 | 945,16 | 5783 | |водовод КНС-1 - куст| | | | | | | | | N 54 | | | | | | | | |————————————————————|———————|————————————|—————|—————|————————|——————————|———————| Основные технические решения Технические решения, представленные в проектной документации, направлены на повышение эксплуатационной надежности, противопожарной и экологической безопасности трубопроводных систем. Учитывая повышенные требования экологической безопасности, в проектной документации предусмотрены коррозионностойкие трубы с повышенными прочностными характеристиками и увеличенной толщиной стенки по сравнению с расчетной. Для строительства нефтегазосборных сетей приняты стальные бесшовные трубы по техническим условиям 1317-006.1-593377520-2003 "Трубы стальные бесшовные нефтегазопроводные повышенной эксплуатационной надежности для обустройства месторождений открытого акционерного общества "ТНК", разработанным закрытым акционерным обществом "НИПЦ НефтеГазСервис", повышенной эксплуатационной надежности из стали марки 13ХФА, класс прочности К52. Для строительства высоконапорного водовода приняты стальные бесшовные трубы по техническим условиям 14-161-148-94 "Трубы бесшовные горячедеформированные нефтегазопроводные повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости", горячедеформированные, повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости из стали марки 20 "С", класс прочности К52. Способ прокладки трубопроводов подземный, за исключением надземных участков на узлах запорной арматуры, в месте врезки в общие нефтегазосборные сети, при подключении к гребенке КНС-1. Фасонные детали трубопроводов выполнены аналогично трубам из стали 13ХФА и 20 "С". Антикоррозионная изоляция поверхности фасонных деталей подземно монтируемых труб принята также аналогично трубам из стали 13ХФА и 20 "С". Надземные участки трубопроводов и фасонные детали, не имеющие заводского наружного покрытия, покрываются краской БТ-177 по техническим условиям 2310-007-45539771-98 "Краска защитно-декоративная "БТ-177" для металлических конструкций" в два слоя по грунтовке ГФ-021 согласно Государственному стандарту Союза Советских Социалистических Республик. Грунтовка ГФ-021. Технические условия ГОСТ 25129-82, утвержденному постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по стандартам от 10 февраля 1982 года N 526, в один слой. Затем надземные участки труб и соединительные детали теплоизолируют согласно Строительным нормам и правилам Российской Федерации. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов СНиП 41-03-2003, принятым и введенным в действие постановлением Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству от 26 июня 2003 года N 114. При переходе от надземной прокладки к подземной теплоизоляция должна быть нанесена на 0,5 м ниже поверхности земли. Для теплоизоляции арматуры предусмотрены разъемные короба марки SAS, состоящие из оболочки (оцинкованной стали) и слоя заводской теплоизоляции. Основные конструктивные решения по прокладке трубопроводов Трассы трубопроводов проложены параллельно существующему коридору коммуникаций с учетом минимальных расстояний между осями трубопроводов, приведенных в СП 34-116-97: при диаметре проектируемых трубопроводов свыше 150 до 300 мм включительно - не менее 8 м; расстояние между нефтегазосборными сетями и автодорогой не менее 10 м до подошвы насыпи автодороги. Также проектируемые трубопроводы проложены на расстоянии не менее 10 м для ВЛ до 20 кВ и не менее 15 м до ВЛ 35 кВ; не менее шести метров от заземления опор ВЛ до 35 кВ, в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министерством энергетики Российской Федерации от 8 июля 2002 года N 204 (далее - ПУЭ). Способ прокладки трубопроводов подземный. Глубина заложения трубопроводов от поверхности земли до верхней образующей трубы при температуре сварки замыкающего стыка до минус 10 °С на нефтегазосборном трубопроводе - не менее 1,1 м; на высоконапорном водоводе на суходолах - не менее 1,8 м; на болотах - не менее 2,5 м. На надземных участках расстояние от уровня земли до низа трубы составляет не менее 0,5 м. Ширина траншеи по трассам проектируемых трубопроводов по низу принята по величине режущей кромки ковша экскаватора - 0,9 м. На участках переходов трубопроводов, проходящих по болоту, через дороги, подземные коммуникации, линии электропередачи, предусмотрена балластировка кожухов. В этом случае ширина траншеи принята из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м согласно Строительным нормам и правилам. Магистральные трубопроводы СНиП 2.05.06-85*, утвержденным постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства от 30 марта 1985 года N 30 (далее - СНиП 2.05.06-85*). При пересечении автомобильных дорог, подземных коммуникаций, линий электропередачи участки трубопроводов прокладываются в защитных футлярах из стальных труб, диаметры которых не менее чем на 200 мм больше по отношению к исходным трубам, согласно требованиям СП 34-116-97 и СНиП 2.05.06-85*. Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами, принято не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра. Переходы через автомобильные дороги выполняют бестраншейным способом, через подземные коммуникации и линии электропередачи - открытым способом. При пересечении коридоров коммуникаций проектируемые трубопроводы прокладываются под ними, в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*. Угол пересечения с существующими трубопроводами не менее 60°, расстояние между действующими трубопроводами и кожухами проектируемых трубопроводов не менее 350 мм в свету. Земляные работы в местах пересечения подземных коммуникаций производятся вручную без применения ударных инструментов на расстоянии по 0,5 м в каждую сторону от пересекаемого трубопровода. Производство строительно-монтажных работ допускается при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей эти коммуникации, и в присутствии ее представителя. Земляные работы при строительстве трубопроводов выполняются в соответствии с Ведомственными строительными нормами. Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация ВСН 005-88, утвержденными приказом Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 1 ноября 1988 года N 332 (далее - ВСН 005-88), Строительными нормами и правилами. Магистральные трубопроводы СНиП III-42-80*, утвержденными постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства от 16 мая 1980 года N 67 (далее - СНиП III-42-80*), Сводом правил. Земляные сооружения, основания и фундаменты. Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87 СП 45.13330.2012, утвержденным приказом Министерством регионального развития России от 29 декабря 2011 года N 635/2, Правилами по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 30 декабря 1993 года (далее - РД 39-132-94). В соответствии с ВСН 005-88, СНиП III-42-80* разработка и засыпка траншеи на болотах предусмотрена одноковшовым экскаватором со сланей, укладка трубопроводов - с лежневых дорог, расположенных вдоль траншеи. Разработка траншеи в обычных условиях (на сухих участках) предусмотрена одноковшовым экскаватором, засыпка - бульдозером. Через каждый километр трасс подземных трубопроводов и в местах поворота в горизонтальной плоскости предусмотрена установка опознавательных знаков (в виде столбиков со щитами-указателями, высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли). На щитах-указателях должна быть приведена следующая информация: наименование трубопровода, его диаметр, пикет трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации. Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопроводов с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Госавтоинспекции: на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси. Запрещающие знаки "Остановка запрещена" и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва. На местах и участках, являющихся временно опасными, следует устанавливать переносные знаки безопасности и временные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов в соответствии с Государственным стандартом Российской Федерации. Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний ГОСТ Р 12.4.026-2001, введенным в действие постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 19 сентября 2001 года N 387-ст. Все земляные, строительно-монтажные работы необходимо проводить на полосе, отводимой во временное пользование. Ширина отводимой полосы под строительство одного трубопровода диаметром до 426 мм в соответствии с Нормами отвода земель для магистральных трубопроводов СН 452-73, утвержденными Государственным комитетом Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства 30 марта 1973 года, составляет 20 м. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов установлены охранные зоны в соответствии с РД 39-132-94: вдоль трасс трубопроводов в виде участков земли, ограниченных условными линиями, находящимися в 50 м от осей трубопроводов с каждой стороны; при следовании в одном техническом коридоре нескольких трубопроводов - в 50 м от осей крайних трубопроводов. При строительстве трубопроводов углы поворота максимально выполняют стандартными отводами 90°, 60°, 45°, 30°, небольшие углы проходят естественным радиусом изгиба труб. Допустимые радиусы упругого изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях определены расчетом, исходя из условия прочности, устойчивости положения трубопроводов под воздействием давления, собственного веса, продольных сжимающих усилий. Запорная арматура Размещение запорной арматуры предусмотрено из расчета безопасности участков трубопроводов, для разделения и переключения потоков рабочей жидкости и в целях охраны окружающей среды. Задвижки установлены в местах отключения от кустовой площадки (после обвалования площадки). Запорная арматура на нефтегазосборных сетях и на высоконапорном водоводе расположены на одной площадке. Запорная арматура предусмотрена в ограждении. Для предотвращения доступа посторонних лиц калитки ограждения закрываются на замок, на ограждении с внешней стороны устанавливаются указатели "Стой! Запретная зона. Проход запрещен", "Схема узла". В проекте предусмотрена надземная установка арматуры. Расположение запорной арматуры обеспечивает возможность удобного и безопасного ее обслуживания и ремонта. ВЛ-35кВ Проектируемая ВЛ-35 кВ проходит по территории, не попадающей в зону влияния источников промышленных и природных загрязнений. Район прохождения трассы ВЛ-35 кВ по степени загрязнения атмосферы - 1 (согласно ПУЭ). Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов - 1,9 см/кВ (согласно ПУЭ). Электроснабжение ПС 35/6 кВ в районе куста 54 на напряжение 35 кВ выполнено по двухцепной ВЛ электропередачи. Каждая цепь ВЛ-35 кВ, подключена к разным секциям открытых распределительных устройств (ОРУ) - 35 кВ подстанции (ПС) 110/35/6 "Петелинская". Источник внешнего электроснабжения для ВЛ-35 кВ: ПС 110/35/6 кВ "Петелинская", ОРУ-35 кВ. Точка подключения: Существующая ВЛ-35 кВ "Заря", опора N 9.3. Таблица 4 Характеристика трассы ВЛ электропередач по категориям местности |————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————------| | | Протяженность участков, м | |————————————————————|———————————————————-|——————————————————--|——————————|———————| | Наименование | Водные преграды | Тип болота |Суходол, |Всего | | трубопровода | | |насыпной | | | | | | грунт | | |————————————————————|———————|————————————|—————|—————|————————|——————————|———————| | |реки, | озера, | I | II | III | | | | |ручьи | низины, | | | | | | | | |заполненные | | | | | | | | | водой | | | | | | |————————————————————|———————|————————————|—————|—————|————————|——————————|———————| | ВЛ-35 кВ | - | - | - | - | 4,46 | 2,1 | 6,56 | |————————————————————|———————|————————————|—————|—————|————————|——————————|———————| Проектируемая ВЛ электропередачи 35 кВ выполнена проводом марки АС сечением 120/19 мм2 в соответствии с Государственным стандартом Союза Советских Социалистических Республик. Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия ГОСТ 839-80, утвержденным постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по стандартам от 23 июня 1980 года N 2987. Временные кабельные линии 6 кВ выполнены кабелем с изоляцией из сшитого полиэтилена в оболочке из полимерной композиции не распространяющий горение с медными жилами марки ПвВнг(А)-ХЛ сечением 1 х 95 мм2. Сечение провода ВЛ и сечения временных кабельных линий выбраны по экономической плотности тока с последующей проверкой по токовой нагрузке и по допустимой потере напряжения (не более 4% от номинального). В качестве грозозащитного троса на ВЛ-35 кВ принят стальной канат МЗ-9.2-В-ОЖ-Н-Р-1770(180). Проектируемая ВЛ-35 кВ проходит по территории, не попадающей в зону влияния источников промышленных и природных загрязнений. Район прохождения трасс по степени загрязнения атмосферы - 1 (согласно ПУЭ). Удельная длина пути утечки гирлянд - 1,9 см/кВ (согласно ПУЭ). Крепление грозозащитного троса принято неизолированным в поддерживающих креплениях на промежуточных опорах и изолированным одним стеклянным изолятором типа ПС-120Б с глухим заземлением в натяжных креплениях на анкерно-угловых опорах. Линейная арматура для поддерживающих гирлянд изоляторов семитонного ряда стандартная. Линейная арматура для натяжных гирлянд изоляторов двенадцатитонного ряда стандартная. Поддерживающие зажимы для провода и троса глухие. Для крепления проводов и тросов применена спиральная арматура. Для защиты проводов и грозозащитного троса от усталостных разрушений на проектируемой ВЛ-35 кВ применены гасители вибрации типа ГВ производства закрытого акционерного общества "Электросетьстройпроект". Проектируемая ВЛ-35 кВ пересекает проектируемые коммуникации: автодорогу, нефтепровод, водовод и существующие коммуникации: автодороги, ВЛ-35 кВ, ВЛ-6 кВ, нефтепроводы и водоводы. При пересечении проектируемой ВЛ-35 кВ с автомобильными дорогами соблюдается вертикальный габарит не менее 10 м, при пересечении с ВЛ-35 кВ - не менее 3 м, при пересечении с ВЛ-6 кВ - не менее 3 м, при пересечении с нефтепроводами соблюдается горизонтальный габарит не менее 5 м, с водоводами - не менее 2 м. В местах пересечения ВЛ-35 кВ с автомобильными дорогами с обеих сторон линии, в соответствии с Национальным стандартом Российской Федерации. Технические средства организации дорожного движения. Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройств ГОСТ Р 52289-2004, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2004 года N 120-ст, на дорогах устанавливаются дорожные знаки "Ограничение высоты". Согласно инструкции по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках, на опорах, ограничивающих пролет пересечения с автодорогами, устанавливаются знаки "Осторожно электрическое напряжение". На всех опорах ВЛ устанавливаются постоянные знаки с указанием порядкового номера опоры и номера ВЛ. Кроме того, на двухцепных опорах ВЛ указывается соответствующая цепь. Информационные знаки с указанием ширины охранной зоны линии устанавливаются на опорах ВЛ через 500 м. На концевых опорах ВЛ-35 кВ устанавливаются знаки расцветки фаз. Просека по трассе ВЛ-35 кВ должна быть очищена от вырубленных деревьев и кустарников. Деловая древесина и дрова должны быть вывезены. Заземляющие устройства ВЛ-35 кВ в габаритах 110 кВ выполняются из вертикальных электродов сечением 255 мм2 (диаметр d = 18 мм) погружаемых совместно со сваями фундаментов. Для обеспечения необходимого сопротивления заземляющего устройства (5 Ом) заземлению подлежат все опоры ВЛ. Экономия электроэнергии достигается следующими мероприятиями: оптимальным выбором сечений проводов ВЛ-35 кВ; оптимальным выбором трасс ВЛ электропередачи ВЛ-35 кВ. Приложение 6 к постановлению Правительства Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 22 ноября 2013 года N 490-п ПОЛОЖЕНИЕ О РАЗМЕЩЕНИИ ЛИНЕЙНОГО ОБЪЕКТА РЕГИОНАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ "ОБУСТРОЙСТВО ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. КУСТЫ СКВАЖИН NN 133, 226, 233, 238, 271, 280, 285, 287, 295, 299" Проектом планировки территории (далее - проект) предусматривается размещение коридора коммуникаций к кустовой площадке N 133, в состав которого входят следующие объекты капитального строительства: автомобильные дороги к кустам скважин NN 133.1, 133.2; воздушные линии (далее - ВЛ) ВЛ-6 кВ в габаритах 110 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1; 2 ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 2; нефтегазосборные сети. Куст N 133.1 - точка врезки (далее - т. вр.) куст N 129; нефтегазосборные сети. Куст N 133.2 - т. вр. куст N 133.1; высоконапорный водовод. Т. вр. куст N 129 - куст N 133.1; высоконапорный водовод. Т. вр. куст N 133.1 - куст N 133.2. Автомобильная дорога Для обеспечения транспортной связи куста скважин N 133.1 и N 133.2 с объектами обустройства Приразломного месторождения нефти предусмотрено строительство автомобильных дорог. Таблица 1 Основные технические показатели дорог |—————|—————————————————|—————————————|————————————|————————————|——————————|————————————| | N | Наименование |Техническая | Ширина | Ширина |Длина, м |Количество | |п/п | | категория |земляного | проезжей | | углов | | | | |полотна, м | части, м | | поворота | |—————|—————————————————|—————————————|————————————|————————————|——————————|————————————| | 1 | Автомобильная | IV-в | 8,0 | 4,5 | 1535 | 4 | | |дорога к кусту | | | | | | | |скважин N 133.1 | | | | | | |—————|—————————————————|—————————————|————————————|————————————|——————————|————————————| | 2 | Автомобильная | IV-в | 8,0 | 4,5 | 249,15 | 1 | | |дорога к кусту | | | | | | | |скважин N 133.2 | | | | | | |—————|—————————————————|—————————————|————————————|————————————|——————————|————————————| Выбор трасс автомобильных дорог Выбор трасс автомобильных дорог в проекте выполнен из условия минимизации нанесения ущерба окружающей природной среде. Проектируемые дороги не являются опасным производственным объектом, категория по пожарной и взрывопожарной опасности не нормируется. Дороги проложены во II дорожно-климатической зоне, которая характеризуется большим количеством осадков, их малой испаряемостью и незначительным поверхностным стоком. Таблица 2 Характеристика трасс автомобильных дорог по категориям местности |—————————————————————————-|——————————————————————————————————————————————————-------| | | Протяженность участков, м | |———————————————|——————————|——————————————————-|——————————————---|——————————|————————| | Наименование | Ширина | Водные преграды | Болота |Суходол, | Всего | | трассы |земляного | | |насыпной | | | |полотна, | | | грунт | | | | м | | | | | |———————————————|——————————|——————|————————————|—————|—————|—————|——————————|————————| | | |Реки, | Озера, | I |II |III | | | | | |ручьи | низины, |тип |тип |тип | | | | | | |заполненные | | | | | | | | | | водой | | | | | | |———————————————|——————————|——————|————————————|—————|—————|—————|——————————|————————| | Автомобильная | 8,0 | - | - |504 | - | - | 1031 | 1535 | |дорога к кусту | | | | | | | | | |скважин N 133.1| | | | | | | | | |———————————————|——————————|——————|————————————|—————|—————|—————|——————————|————————| | Автомобильная | 8,0 | - | - |85 |78 | - | 86,15 |249,15 | |дорога к кусту | | | | | | | | | |скважин N 133.2| | | | | | | | | |———————————————|——————————|——————|————————————|—————|—————|—————|——————————|————————| Основные характеристики Поперечные профили конструкции земляного полотна автомобильных дорог разработаны с применением региональных типовых конструктивно-технологических решений в соответствии с Ведомственными строительными нормами. Инструкцией по проектированию и строительству автомобильных дорог нефтяных и газовых промыслов Западной Сибири ВСН 26-90, утвержденных Министерством транспортного строительства Союза Советских Социалистических Республик 22 июня 1990 года N АВ-225. Принятые решения обеспечивают требуемую прочность, устойчивость и стабильность сооружения в соответствии с требованиями статьей 9, 18 Федерального закона от 30 декабря 2009 года N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (далее - ФЗ N 384-ФЗ). Проектной документацией предусмотрено четыре типа поперечного профиля конструкции земляного полотна: 1 - насыпь высотой до 3 м на минеральных грунтах; 2 - насыпь на болоте I типа мощностью торфа до 5 метров с прослойкой из геосетки в основании; 3 - насыпь на болоте II типа глубиной до 3 метров с использованием силовой обоймы в основании; 4 - насыпь на болоте II типа глубиной более 3 метров с использованием силовой обоймы в основании. На проектируемых дорогах предусмотрено строительство шести водопропускных труб. В местах пересечения с проектируемыми трубопроводами предусмотрено устройство защитного футляра (кожуха). Основные конструктивные решения по строительству автомобильной дороги Начало автомобильной дороги к кусту скважин N 133.1, пикет (далее - ПК) 0+00,00, расположено на оси ранее запроектированной дороги. Конец дороги к кусту скважин N 133.1, ПК 15+35,00, расположен в районе куста скважин N 133.1. Начало дороги к кусту скважин N 133.2, соответствует ПК 15+35,00, дороги к кусту скважин N 133.1, конец дороги к кусту скважин N 133.2, ПК 17+84,15, расположен в районе куста скважин N 133.2. Трассы дорог имеют пять углов поворота, обусловленных примыканием к ранее запроектированной автомобильной дороге, прокладкой трассы в коридоре коммуникаций с соблюдением норм приближения и заходом на кусты скважин N 133.1 и N 133.2. С внутренней стороны кривых в плане предусмотрено устройство уширения проезжей части и земляного полотна в соответствии со Сводом правил. Промышленный транспорт. Актуализированная редакция СНиП 2.05.07-91* СП 37.13330.2012, утвержденным приказом Министерства регионального развития России от 29 декабря 2011 года N 635/7 (далее - СП 37.13330.2012). По трассе дороги, на участке кривой предусмотрено устройство виража с односкатным поперечным профилем, согласно СП 37.13330.2012. Переход от двухскатного к односкатному поперечному профилю выполнен на длине переходной кривой. Радиусы кривых при сопряжении дорог в месте примыканий приняты 30,0 м. Водоотвод с поверхности дороги обеспечен принятым в проектной документации двускатным поперечным профилем. Для сохранения существующего гидрологического режима и исключения явлений подтопления на прилегающей территории проектной документацией предусмотрено устройство шести водопропускных труб отверстием 1,5 м. Конструкция дорожной одежды для дорог принята переходного типа из щебня, устроенного по способу заклинки. Основной фракцией является щебень фракции 40 - 70 мм. В качестве расклинивающего материала при устройстве основания применяется щебень фракции 10 - 20 мм и 5 - 10 мм. На уширениях проезжей части, устраиваемых на внутренней стороне кривой и примыканиях также предусмотрено устройство дорожной одежды переходного типа с покрытием серповидного профиля. Для обеспечения устойчивости откосов земляного полотна от размыва атмосферными осадками и ветровой эрозии проектной документацией предусмотрено их укрепление посевом многолетних трав. Для укрепления откосов насыпи также допускается использование материала буролитовая смесь по техническим условиям 5745-001-48739364-2006 "Смесь буролитовая", разработанным закрытым акционерным обществом "Экос", или материала грунтобетон по техническим условиям 5745-005-76841742-2008 "Грунтобетон на основе буровых шламов приобского месторождения общества с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз", разработанным государственным общеобразовательным учреждением высшего профессионального образования "Тюменский государственный архитектурно-строительный университет". Приготовление торфо-песчаной смеси предусмотрено на площадке, расположенной в полосе краткосрочного отвода куста скважин N 133.1. Проектируемая дорога к кусту скважин N 133.1 пересекает следующие линейные объекты на ПК: 8+95,27 проектируемую ВЛ-6 кВ в габаритах ВЛ-110 кВ; 11+95,26 проектируемую ВЛ-6 кВ; 12+05,35 проектируемую ВЛ-6 кВ; 0+33,00 ранее запроектированную ВЛ-6 кВ в габаритах ВЛ-35 кВ. Проектируемая дорога к кусту скважин N 133.2 пресекает следующие линейные объекты на ПК: 15+53,28 проектируемую ВЛ-6 кВ; 15+64,54 проектируемую ВЛ-6 кВ. В соответствии с требованиями статьи 30 ФЗ N 384-ФЗ проектной документацией предусмотрены мероприятия, обеспечивающие безопасное движение транспортных средств. В соответствии с Национальным стандартом Российской Федерации. Технические средства организации дорожного движения. Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройств ГОСТ Р 52289-2004, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2004 года N 120-ст, для повышения безопасности и удобства движения запроектированы следующие обустройства дорог: установка дорожных знаков; установка направляющих устройств. Дорожные знаки устанавливаются на присыпной берме. Сигнальные столбики устанавливают по обе стороны проезжей части на расстоянии 0,35 м от бровки, на кривых, примыканиях в пределах кривых через 3 м, у водопропускных труб. Трубопроводы Таблица 3 Основные технические характеристики проектируемых трубопроводов |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | N | Наименование | Диаметр | Давление | Проектная | Протя- |Материал | |п/п | трубопровода |трубопро- |(избыточное), | мощность |женность |изготов- | | | | вода, | МПа, в |трубопровода | трубо- | ления | | | | толщина |начале/конце |по жидкости/ |провода, | | | | | стенки, | участка | по газу, | м | | | | | мм | | м3/сут. | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | Нефтегазосборные сети | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | 1 |Куст N 133.1 - | | | | | | | | т. вр. куст | | | | | | | | N 129: | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | |Куст N 133.1 - | 159 х 7 | 2,27/2,27 |592/34022,7 | 32 | 13ХФА | | | т. вр. куст | | | | | | | | N 133.1 | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | | Т. вр. куст | 159 х 7 | 2,27/2,10 |739/42093,0 | 1389 | 13ХФА | | | N 133.1 - т. | | | | | | | |вр. куст N 129 | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | 2 |Куст N 133.2 - | 114 х 7 | 2,28/2,27 | 147/8068,6 | 393 | 13ХФА | | | т. вр. куст | | | | | | | | N 133.1 | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | Высоконапорные водоводы | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | 1 | Т. вр. куст | | | | | | | | N 129 - куст | | | | | | | | N 133.1: | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | | Т. вр. куст |168 х 16 | 19,3/19,2 | 1171/- | 1312 | 20 "С" | | |N 129 - т. вр. | | | | | | | | куст N 133.1 | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | | Т. вр. куст |168 х 16 | 19,20/19,20 | 863/- | 34 | 20 "С" | | |N 131.1 - куст | | | | | | | | N 133.1 | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| | 2 | Т. вр. куст |168 х 16 | 19,20/19,19 | 308/- | 392 | 20 "С" | | |N 133.1 - куст | | | | | | | | N 133.2 | | | | | | |—————|————————————————|———————————|———————————————|——————————————|——————————|——————————| За рабочее (нормативное) давление принимается наибольшее давление, которое может быть в трубопроводе, определяемое на основании характеристик источника давления и условий эксплуатации. Максимально допустимое рабочее давление в нефтегазосборных сетях - это давление, при котором срабатывает предохранительный клапан измерительной установки площадки куста скважин N 133.1, 133.2 - 4,0 МПа. В соответствии с Ведомственными строительными нормами. Проектирование морских стационарных платформ ВСН 51.3-85, утвержденными распоряжением Министерства газовой промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 21 января 1985 года N ВТ-75, Нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений ВНТП 3-85, утвержденными приказом Министерства нефтяной промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 10 января 1986 года N 32, расчетное давление в нефтегазосборных сетях принимается равным рабочему (нормативному) давлению, то есть расчетное давление так же равно 4,0 МПа. За рабочее давление в высоконапорных водоводах принимается максимальное давление, создаваемое насосами канализационной насосной станции (далее - КНС) при минимальной расчетной производительности, с учетом подпора и разности геодезических отметок рельефа местности. Проектируемые трубопроводы соединяются с системой трубопроводов, выполненных по проекту шифр 7948 "Обустройство кустов центральной части юга Приразломного месторождения", выполненному открытым акционерным обществом "Гипротюменнефтегаз". Согласно этому проекту рабочее давление в высоконапорных водоводах равно 21,0 МПа, максимально возможное давление равно 22,5 МПа. Эти же значения приняты для высоконапорных водоводов настоящей проектной документации. Выбор трасс трубопроводов Выбор трасс промысловых трубопроводов в проекте выполнен в соответствии с Правилами по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 30 декабря 1993 года (далее - РД 39-132-94), Системой нормативных документов в строительстве. Ведомственные строительные нормы. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов СП 34-116-97, утвержденной и введенной в действие Приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 23 декабря 1997 года N 441 (далее - СП 34-116-97), Федеральным законом от 10 января 2002 года N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" при условии минимизации нанесения ущерба окружающей природной среде и обеспечения высокой надежности и безаварийности в период эксплуатации. Безопасность в районе прохождения трасс промысловых трубопроводов обеспечивается расположением их с учетом нормативных требований (СП 34-116-97, Правила устройства электроустановок, утверждены приказом Министерством энергетики Российской Федерации от 8 июля 2002 года N 204 (далее - ПУЭ)), по расстояниям от осей проектируемых трубопроводов до объектов инфраструктуры, что обеспечивает сохранность действующих трубопроводов при строительстве новых, безопасность при проведении работ и надежность трубопроводов в процессе эксплуатации. Таблица 4 Характеристики трасс трубопроводов по категориям местности |—————|———————————————|———————————————————————————————————————————————————————-----| | N | Наименование | Протяженность участков, м | |п/п | трубопровода | | |—————|———————————————|——————————————————-|————————————————————-|——————————|———————| | | | Водные преграды | Тип болота |Суходол, |Всего | | | | | |насыпной | | | | | | | грунт | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | |Реки, | Озера, | I | II | III | | | | | |ручьи | низины, | | | | | | | | | |заполнен- | | | | | | | | | |ные водой | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | Нефтегазосборные сети | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 1 |Куст N 133.1 - | | | | | | | | | | т. вр. куст | | | | | | | | | | N 129: | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | |Куст N 133.1 - | - | - | - | - | - | 32 | 32 | | | т. вр. куст | | | | | | | | | | N 133.1 | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | Т. вр. куст | - | - | 690 | - | - | 699 | 1389 | | | N 133.1 - т. | | | | | | | | | |вр. куст N 129 | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 2 |Куст N 133.2 - | - | - | 65 | - | - | 328 | 393 | | | т. вр. куст | | | | | | | | | | N 133.1 | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | Высоконапорные водоводы | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 1 | Т. вр. куст | | | | | | | | | |N 129 - куст N | | | | | | | | | | 133.1: | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | Т. вр. куст | - | - | 571 | - | - | 741 | 1312 | | |N 129 - т. вр. | | | | | | | | | | куст N 133.1 | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | Т. вр. куст | - | - | - | - | - | 34 | 34 | | |N 131.1 - куст | | | | | | | | | | N 133.1 | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 2 | Т. вр. куст | - | - | 61 | - | - | 331 | 392 | | |N 133.1 - куст | | | | | | | | | | N 133.2 | | | | | | | | |—————|———————————————|———————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| Основные технические решения Технические решения, представленные в проектной документации, направлены на повышение эксплуатационной надежности, противопожарной и экологической безопасности трубопроводных систем. Учитывая повышенные требования экологической безопасности в проектной документации предусмотрены коррозионностойкие трубы с повышенными прочностными характеристиками и увеличенной толщиной стенки по сравнению с расчетной. Для строительства нефтегазосборных сетей приняты стальные бесшовные трубы по техническим условиям 1317-006.1-593377520-2003 "Трубы стальные бесшовные нефтегазопроводные повышенной эксплуатационной надежности для обустройства месторождений открытого акционерного общества "ТНК", разработанным закрытым акционерным обществом "НИПЦ НефтеГазСервис", повышенной эксплуатационной надежности из стали марки 13ХФА, класс прочности К52. Для строительства высоконапорных водоводов приняты стальные бесшовные трубы по техническим условиям 14-161-148-94 "Трубы бесшовные горячедеформированные нефтегазопроводные повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости", горячедеформированные, повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости из стали марки 20 "С", класс прочности К52. Способ прокладки трубопроводов подземный, за исключением надземных участков на узлах запорной арматуры, в месте врезки в общие нефтегазосборные сети и систему высоконапорных водоводов, при подключении к измерительным установкам и блокам гребенки площадки куста скважин NN 133.1, 133.2. Для подземной прокладки нефтегазосборных сетей трубы поставляются с заводским наружным двухслойным полиэтиленовым покрытием и внутренним эпоксидным покрытием; трубы для строительства высоконапорных водоводов - с заводским наружным двухслойным полиэтиленовым покрытием. Фасонные детали трубопроводов выполнены аналогично трубам из стали 13ХФА и 20 "С". Антикоррозионная изоляция поверхности фасонных деталей подземно монтируемых труб принята также аналогично трубам из стали 13ХФА и 20 "С". Надземные участки трубопроводов выполнены из таких же труб, что и подземные - с заводским наружным покрытием. Для сохранения температурного режима выполнена тепловая изоляция этих участков. Состав тепловой изоляции для участков трубопровода: маты прошивные М1-100-1000.500.70 (Межгосударственный стандарт. Маты из минеральной ваты прошивные теплоизоляционные. Технические условия ГОСТ 21880-2011, введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 декабря 2011 года N 672-ст (далее - ГОСТ 21880-2011)), толщина изоляции в конструкции 60 мм, Покровный слой поверх изоляции - стальной лист толщиной 0,5 мм. При переходе от надземной прокладки к подземной теплоизоляция должна быть нанесена на 0.5 м ниже поверхности земли. Арматура также покрыта слоем тепловой изоляции - разъемными коробами марки SAS. Короба состоят из оболочки (оцинкованная сталь) и теплоизоляционного слоя в соответствии с ГОСТ 21880-2011. Основные конструктивные решения по прокладке линейных трубопроводов Трассы трубопроводов проложены параллельно существующему коридору коммуникаций с учетом минимальных расстояний между осями трубопроводов, приведенных в СП 34-116-97: при диаметре проектируемых трубопроводов до 150 мм включительно - не менее 5 м; при диаметре проектируемых трубопроводов свыше 150 до 300 мм включительно - не менее 8 м; расстояние между нефтегазосборными сетями и автодорогой не менее 10 м до подошвы насыпи земляного полотна автодороги. Также проектируемые трубопроводы проложены на расстоянии не менее 10 м для ВЛ до 20 кВ; не менее шести метров от заземления опор ВЛ до 35 кВ, в соответствии с требованиями ПУЭ. Способ прокладки трубопроводов подземный. Глубина заложения нефтегазосборных сетей от поверхности земли до верхней образующей трубы принята не менее 0,8 м; высоконапорных водоводов на суходолах - не менее 1,8 м; на болотах - не менее 1,3 м. На надземных участках расстояние от уровня земли до низа трубы составляет не менее 0,5 м. Ширина траншеи понизу принята не менее 0,7-0,8 м, откосы - от 1:0,25 до 1:2. При пересечении автомобильных дорог, подземных коммуникаций, линий электропередачи участки трубопроводов прокладываются в защитных футлярах из стальных труб, диаметры которых не менее чем на 200 мм больше по отношению к исходным трубам, согласно требованиям СП 34-116-97 и Строительных норм и правил. Магистральные трубопроводы СНиП 2.05.06-85*, утвержденных Постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства от 30 марта 1985 года N 30 (далее - СНиП 2.05.06-85*). Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами, принято не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра. Переходы через автомобильные дороги выполняют открытым способом, через подземные коммуникации и линии электропередачи - способом протаскивания. При пересечении коридоров коммуникаций проектируемые трубопроводы прокладываются под ними, в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*. Угол пересечения с существующими трубопроводами не менее 60°, расстояние между действующими трубопроводами и кожухами проектируемых трубопроводов не менее 350 мм в свету. Земляные работы в местах пересечения подземных коммуникаций производятся вручную без применения ударных инструментов на расстоянии по 0,5 м в каждую сторону от пересекаемого трубопровода. Производство строительно-монтажных работ допускается при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей эти коммуникации, и в присутствии ее представителя. Земляные работы при строительстве трубопроводов выполняются в соответствии с Ведомственными строительными нормами. Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация ВСН 005-88, утвержденными приказом Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 01 ноября 1988 года N 332 (далее - ВСН 005-88), Строительными нормами и правилами. Магистральные трубопроводы СНиП III-42-80*, утвержденными Постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства от 16 мая 1980 года N 67 (далее - СНиП III-42-80*), Сводом правил. Земляные сооружения, основания и фундаменты. Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87. СП 45.13330.2012, утвержденным Приказом Министерством регионального развития России от 29 декабря 2011 года N 635/2, Правилами по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 30 декабря 1993 года (далее - РД 39-132-94). В соответствии с ВСН 005-88, СНиП III-42-80* разработка и засыпка траншеи на болотах I типа глубиной более глубины траншеи предусмотрена одноковшовым экскаватором со сланей, укладка трубопроводов - с лежневых дорог, расположенных вдоль траншеи. Разработка траншеи в обычных условиях (на сухих участках), а также на болотах I типа глубиной менее глубины траншеи предусмотрена одноковшовым экскаватором, засыпка - бульдозером. Через каждый километр трасс подземных трубопроводов и в местах поворота в горизонтальной плоскости предусмотрена установка опознавательных знаков (в виде столбиков со щитами-указателями, высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли). На щитах-указателях должна быть приведена следующая информация: наименование трубопровода, его диаметр, пикет трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации. Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопроводов с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Государственной инспекции безопасности дорожного движения Министерства внутренних дел Российской Федерации на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси. Запрещающие знаки "Остановка запрещена" и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва. На местах и участках, являющихся временно опасными, следует устанавливать переносные знаки безопасности и временные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов в соответствии с Государственным стандартом Российской Федерации. Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний ГОСТ Р 12.4.026-2001, введенным в действие Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 19 сентября 2001 года N 387-ст. Все земляные, строительно-монтажные работы необходимо проводить на полосе, отводимой во временное пользование. Ширина отводимой полосы под строительство одного трубопровода диаметром до 426 мм в соответствии со Строительными нормами. Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов СН 452-73, утвержденными Государственным комитетом Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства 30 марта 1973 года, составляет 20 м. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов установлены охранные зоны в соответствии с РД 39-132-94: вдоль трасс трубопроводов в виде участков земли, ограниченных условными линиями, находящимися в 50 м от осей трубопроводов с каждой стороны; при следовании в одном техническом коридоре нескольких трубопроводов - в 50 м от осей крайних трубопроводов. При строительстве трубопроводов углы поворота максимально выполняют стандартными отводами 90°, 60°, 45°, 30°, небольшие углы проходят естественным радиусом изгиба труб. Допустимые радиусы упругого изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях определены расчетом, исходя из условия прочности, устойчивости положения трубопроводов под воздействием давления, собственного веса, продольных сжимающих усилий. Запорная арматура Размещение запорной арматуры предусмотрено из расчета безопасности участков трубопроводов, для разделения и переключения потоков рабочей жидкости и в целях охраны окружающей среды. Задвижки установлены на узлах врезки в ранее проектируемые сети, в местах отключения от кустовой площадки (после обвалования площадки), в местах переключения потоков рабочей жидкости. Запорная арматура на нефтегазосборных сетях и на высоконапорном водоводе расположены на одной площадке. Запорная арматура предусмотрена в ограждении. Для предотвращения доступа посторонних лиц, калитки ограждения закрываются на замок, на ограждении с внешней стороны устанавливаются указатели "Стой! Запретная зона. Проход запрещен", "Схема узла". В проекте предусмотрена надземная установка арматуры. Расположение запорной арматуры обеспечивает возможность удобного и безопасного ее обслуживания и ремонта. ВЛ Проектируемые ВЛ-6 кВ проходят по территории, не попадающей в зону влияния источников промышленных и природных загрязнений. Район прохождения трасс ВЛ по степени загрязнения атмосферы - 1. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов - 1,9 см/кВ. Электроснабжение кустовой площадки N 133 участок 1 на напряжение 6 кВ выполнено по двухцепной ВЛ электропередачи в габаритах 110 кВ. Выход с ПС 35/6 кВ в районе куста 130 выполнен по двум одноцепным ВЛ электропередачи, подключенным к разным секциям распределительных устройств (далее - РУ) РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ в районе куста 130. Электроснабжение кустовой площадки N 133 участок 2 на напряжение 6 кВ выполнено по двум одноцепным ВЛ электропередачи, ответвлениями от двух проектируемых одноцепных ВЛ электропередачи на кустовую площадку N 133 участок 1. Источник внешнего электроснабжения для ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1: Подстанция 35/6 кВ в районе куста 130; РУ-6 кВ. Точки подключения: РУ-6 кВ, ячейка 6 кВ N 3; РУ-6 кВ, ячейка 6 кВ N 16. Источник внешнего электроснабжения для ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 2: ПС 35/6 кВ в районе куста 130; РУ-6 кВ. Точки подключения: проектируемая ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1, опора N 17/1; проектируемая ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1, опора N 17/2. Общая протяженность проектируемых ВЛ-6 кВ в габаритах 6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1 - 2 х 0,12 км по просеке. Общая протяженность проектируемой ВЛ-6 кВ в габаритах 110 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1 - 2,05 км, из них: 0,45 км - по болоту с просекой; 1,6 км - по просеке. Общая протяженность проектируемых ВЛ-6 кВ в габаритах 6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 2 - 2 х 0,58 км, из них: 0,085 км - по болоту с просекой; 1,075 км - по просеке. Проектируемые ВЛ-6 кВ выполнены проводом марки АС сечением 120/19 квадратных мм в соответствии с Государственным стандартом Союза Советских Социалистических Республик. Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия ГОСТ 839-80, утвержденным Постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по стандартам от 23 июня 1980 года N 2987. Сечение провода ВЛ выбрано по экономической плотности тока с последующей проверкой по токовой нагрузке и по допустимой потере напряжения (не более 4% от номинального). В качестве грозозащитного троса на ВЛ-6 кВ в габаритах 110 кВ принят стальной канат МЗ-9.2-В-ОЖ-Н-Р-1770(180). ВЛ-6 кВ в габаритах 110 кВ выполнена на унифицированных стальных нормальных опорах по типовым сериям 3078тм-том 10, 11520тм-том 1/2, разработанные институтом "Энергосетьпроект", город Москва. Опоры ВЛ электропередачи 6 кВ в габаритах 6 кВ выполнены из отработанных бурильных труб и отбракованных обсадных труб, принятых по проекту арх. N 4.0639, разработанному Московским отделением института "Сельэнергопроект" для районов Западной Сибири. При выборе оптимального варианта прохождения трасс ВЛ-6 кВ учитывались следующие условия: минимальное количество углов поворота, минимальная длина трассы, минимальное количество переходов через естественные и искусственные препятствия, возможность вести обслуживание и ремонт ВЛ-6 кВ в любое время года. Проектируемые ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1 пересекают проектируемую автодорогу на кустовую площадку N 133 участок 1, проектируемую ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 1 и реку Малый Салым. При пересечении проектируемых ВЛ-6 кВ с автомобильной дорогой соблюдается габарит не менее 9 м, с ВЛ-6 кВ не менее 2 м, при пересечении с рекой - не менее 5,5 м. Проектируемые ВЛ-6 кВ на кустовую площадку N 133 участок 2 пересекают проектируемую автодорогу на кустовую площадку N 133 участок 2. При пересечении проектируемых ВЛ-6 кВ с автомобильной дорогой соблюдается габарит не менее 9 м. На всех опорах ВЛ устанавливаются постоянные знаки с указанием порядкового номера опоры и номера ВЛ. Кроме того, на двухцепных опорах ВЛ указывается соответствующая цепь. Информационные знаки с указанием ширины охранной зоны линии устанавливаются на опорах ВЛ через 500 м. Просека по трассам ВЛ-6 кВ должна быть очищена от вырубленных деревьев и кустарников. Деловая древесина и дрова должны быть вывезены. Приложение 9 к постановлению Правительства Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 22 ноября 2013 года N 490-п ПОЛОЖЕНИЕ О РАЗМЕЩЕНИИ ЛИНЕЙНОГО ОБЪЕКТА РЕГИОНАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ "ЦППН-2 МАМОНТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМЫ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ" Проектом планировки предусматривается строительство: нефтегазосборных сетей. Кусты 85 - т.22; 762 - т.20; 765 - т.19; 85в - т.21; 762а - т.23; 72 - т.7; 72а - т.8; 70а - т.12; 69б - т.16; 78а - т.14; 702 - т.10; 71а - т.10; 744 - т.15. Т.13 - т.16; т.9 - т.13; напорного нефтепровода. ДНС-ЮВ - ДНС-9 - т.52; воздушные линии (далее - ВЛ) ВЛ-6 кВ на узел запорной арматуры N 1 пикет (далее - ПК) 0+80 напорного нефтепровода ДНС-ЮВ - ДНС-9 - т.52 (УЗА т.30). Трубопроводы Таблица 1 Основные технические характеристики проектируемых трубопроводов |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | N | Наимено- | Диаметр | Давление | Проектная | Протя- |Материал | |п/п | вание |трубопро- |(избыточное), | мощность |женность |изготов- | | | трубо- | вода, | МПа, в |трубопровода по | трубо- | ления | | | провода | толщина |начале/конце | жидкости/по |провода, | | | | | стенки, | участка |газу, м3/сутки | м | | | | | мм | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | Нефтегазосборные сети | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 1 | Куст 85 - | 159 х 7 | 0,86/0,85 | 1274/3699,6 | 161 | 13ХФА | | | т.22 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 2 |Куст 762 - | 114 х 7 | 1,13/0,96 | 678/1476,7 | 797 | 13ХФА | | | т.20 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 3 |Куст 85в - | 114 х 7 | 0,89/0,88 | 286/934,37 | 90 | 13ХФА | | | т.21 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 4 |Куст 762а - | 114 х 7 | 1,02/0,96 |888,01/4512,86 | 309 | 13ХФА | | | т.23 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 159 х 7 | 0,96/0,85 | 1566/5989,58 | 605 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 219 х 7 | 0,85/0,74 | 3644/12489,71 | 808 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 5 |Куст 765 - | 114 х 7 | 0,99/0,98 | 136/592,42 | 1081 | 13ХФА | | | т.19 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 6 | Куст 72 - | 114 х 7 | 1,76/1,72 |623,99/2491,63 | 70 | 13ХФА | | | т.7 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 7 |Куст 72а - | 114 х 7 | 1,73/1,72 | 533/1354,37 | 223 | 13ХФА | | | т.8 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 159 х 7 | 1,72/1,71 | 1157/3845,99 | 89 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 8 |Куст 70а - | 219 х 7 | 0,95/0,93 | 2174,9/5526,6 | 1285 | 13ХФА | | | т.12 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 159 х 7 | 0,92/0,91 | 321/1048,71 | 117 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 114 х 7 | 1,02/0,91 | 299,99/980,1 | 74 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | 9 |Куст 69б - | 273 х 7 | 0,6/0,42 |4852,9/19886,92 | 1480 | 13ХФА | | | т.16 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 273 х 7 | 0,42/0,27 | 7478/27074,02 | 645 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| |10 |Т.9 - т.13 | 219 х 7 | 1,05/1,04 |1832,8/5614,38 | 230 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 219 х 7 | 1,04/0,86 |2916,8/9443,39 | 1608 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| |11 |Куст 71а - | 114 х 7 | 1,04/1,04 |673,99/2935,89 | 198 | 13ХФА | | | т.10 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| |12 |Т.13 - т.16 | 114 х 7 | 0,87/0,86 | 169/490,79 | 562 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 219 х 7 | 0,86/0,73 |3085,8/9934,12 | 1034 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 325 х 7 | 0,73/0,57 |10318/31649,74 | 1343 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 325 х 7 | 0,57/0,27 |10860/33617,76 | 1533 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| |13 |Куст 78а - | 159 х 7 | 0,74/0,73 |613,01/2447,71 | 216 | 13ХФА | | | т.14 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 325 х 7 | 0,74/0,73 |7232,3/21715,62 | 167 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| |14 |Куст 744 - | 114 х 7 | 0,57/0,57 | 542/1967,45 | 188 | 13ХФА | | | т.15 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| |15 |Куст 702 - | 114 х 7 | 1,04/1,04 |673,99/2935,89 | 139 | 13ХФА | | | т.10 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | Напорные нефтепроводы | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| |16 | ДНС-ЮВ - | 273 х 7 | 1,05/0,76 | 337,9/1428,67 | 9615 | 13ХФА | | | ДНС-9 - | | | | | | | | т.52 | | | | | | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 530 х 8 | 0,76/0,67 | 5080/62089 | 1621 | 09ГСФ | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 159 х 7 | 0,67/0,67 | 521/2223,6 | 450 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 273 х 7 | 1,08/0,76 |21742/60660.35 | 134 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| | | | 426 х 7 | 0.27/0,25 | 18338/60691,5 | 282 | 13ХФА | |—————|—————————————|———————————|———————————————|—————————————————|——————————|——————————| За рабочее (нормативное) давление принимается наибольшее давление, которое может быть в трубопроводе, определяемое на основании характеристик источника давления и условий эксплуатации. Рабочее (нормативное) давление в нефтегазосборных трубопроводах равно 4,0 МПа - принято по давлению срабатывания предохранительного клапана ИУ площадок кустов скважин. В соответствии с Ведомственными строительными нормами. Проектирование морских стационарных платформ ВСН 51.3-85, утвержденными распоряжением Министерства газовой промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 21 января 1985 года N ВТ-75 (далее - ВСН 51.3-85), Нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений ВНТП 3-85, утвержденными приказом Министерства нефтяной промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 10 января 1986 года N 32 (далее - ВНТП 3-85), расчетное давление в нефтегазосборных сетях принимается равным рабочему (нормативному) давлению, то есть расчетное давление также равно 4,0 МПа. Рабочее (нормативное) давление напорных нефтепроводов равно 4,0 МПа - принято по максимальному требуемому избыточному давлению на нагнетании насоса ДНС-ЮВ, ДНС-9, ЦППН-2. В соответствии с ВСН 51.3-85, ВНТП 3-85 расчетное давление в трубопроводе принимается равным рабочему (нормативному) давлению, то есть 4,0 МПа. Выбор трасс трубопроводов Выбор трасс промысловых трубопроводов в системе планировки территории для объектов регионального и местного значения выполнен в соответствии с Правилами по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 30 декабря 1993 года (далее - РД 39-132-94), Системой нормативных документов в строительстве. Ведомственные строительные нормы. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов СП 34-116-97, утвержденной и введенной в действие Приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 23 декабря 1997 года N 441 (далее - СП 34-116-97), Федеральным законом от 10 января 2002 года N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" из условия минимизации нанесения ущерба окружающей природной среде и обеспечения высокой надежности и безаварийности в период эксплуатации. Безопасность в районе прохождения трасс промысловых трубопроводов обеспечивается расположением их с учетом нормативных требований (СП 34-116-97, Правила устройства электроустановок. Седьмое издание, утверждены Министерством энергетики Российской Федерации, приказ от 8 июля 2002 года N 204 (далее - ПУЭ)), по расстояниям от осей проектируемых трубопроводов до объектов инфраструктуры, что обеспечивает сохранность действующих трубопроводов при строительстве новых, безопасность при проведении работ и надежность трубопроводов в процессе эксплуатации. Таблица 2 Характеристики трасс трубопроводов по категориям местности |—————|————————————————|——————————————————————————————————————————————————————-----| | N | Наименование | Протяженность участков, м | |п/п | трубопровода | | |—————|————————————————|—————————————————-|————————————————————-|——————————|———————| | | |Водные преграды | Тип болота |Суходол, |Всего | | | | | |насыпной | | | | | | | грунт | | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | |Реки, | Озера, | I | II | III | | | | | |ручьи | низины, | | | | | | | | | |заполнен- | | | | | | | | | |ные водой | | | | | | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | Нефтегазосборные сети | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 1 | Куст 85 - т.22 | - | - | 80 | - | - | 81 | 161 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 2 |Куст 762 - т.20 | - | - | 83 | 118 | - | 596 | 797 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 3 |Куст 85в - т.21 | - | - | 17 | - | - | 73 | 90 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 4 |Куст 762а - т.23| - | - | 610 | 237 | - | 875 | 1722 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | 50 | - | - | 990 | 1040 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | - | - | 41 | 41 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 5 | Куст 72 - т.7 | - | - | - | 12 | - | 58 | 70 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 6 | Куст 72а - т.8 | - | - | - | 202 | - | 110 | 312 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 7 |Куст 70а - т.12 | - | - | 327 | 44 | - | 914 | 1285 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | - | - | 117 | 117 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | - | - | 74 | 74 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 8 |Куст 69б - т.16 | - | 50 | 309 | - | - | 1121 | 1480 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | 45 | - | - | - | 600 | 645 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | 9 | Т.9 - т.13 | - | - | 184 | 16 | - | 30 | 230 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | 801 | - | 807 | 1608 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| |10 |Куст 71а - т.10 | - | - | - | 62 | - | 136 | 198 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| |11 | Т.13 - т.16 | - | - | - | 387 | - | 175 | 562 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | 608 | 426 | - | 1034 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | 428 | - | 915 | 1343 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | 154 | 387 | - | 992 | 1533 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| |12 |Куст 78а - т.14 | - | - | - | 111 | - | 105 | 216 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | 111 | - | 56 | 167 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| |13 |Куст 744 - т.15 | - | - | - | - | - | 188 | 188 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| |14 |Куст 702 - т.10 | - | - | - | 45 | - | 94 | 139 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | Напорные нефтепроводы | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| |15 |ДНС-ЮВ - ДНС-9 -| - | - | 756 |1832 | 2811 | 4216 | 9615 | | | т.52 | | | | | | | | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | 20 | 59 | 540 | - | 1002 | 1621 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | | - | - | 450 | 450 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | 63 | - | - | - | 71 | 134 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| | | | - | - | - | - | - | 282 | 282 | |—————|————————————————|——————|———————————|——————|——————|———————|——————————|———————| Основные технические решения Технические решения, представленные в проектной документации, направлены на повышение эксплуатационной надежности, противопожарной и экологической безопасности трубопроводных систем. Учитывая повышенные требования экологической безопасности, в проектной документации предусмотрены коррозионностойкие трубы с повышенными прочностными характеристиками и увеличенной толщиной стенки по сравнению с расчетной. Для строительства нефтегазосборных сетей приняты стальные бесшовные трубы по техническим условиям 1317-006.1-593377520-2003 "Трубы стальные бесшовные нефтегазопроводные повышенной эксплуатационной надежности для обустройства месторождений открытого акционерного общества "ТНК", разработанным закрытым акционерным обществом "НИПЦ НефтеГазСервис", повышенной эксплуатационной надежности из стали марки 13ХФА, класс прочности К52. Для строительства напорных нефтепроводов 3/4530 мм приняты стальные электросварные прямошовные, термообработанные, повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости из стали марки 09ГСФ, класс прочности К52. Способ прокладки трубопроводов подземный, за исключением надземных участков на узлах запорной арматуры, в месте врезки в общие нефтегазосборные сети и напорные нефтепроводы. Для подземной прокладки нефтегазосборных сетей и напорных нефтепроводов трубы поставляются с заводским наружным двухслойным полиэтиленовым покрытием и внутренним эпоксидным покрытием. Фасонные детали трубопроводов выполнены аналогично трубам из стали 13ХФА и 09ГСФ. Антикоррозионная изоляция поверхности фасонных деталей подземно монтируемых труб принята также аналогично трубам из стали 13ХФА и 09ГСФ. Надземные участки трубопроводов выполнены из таких же труб, что и подземные - с заводским наружным покрытием. Для сохранения температурного режима выполнена тепловая изоляция этих участков. Состав тепловой изоляции для участков трубопровода: маты прошивные М1-100-1000.500.70 (Межгосударственный стандарт. Маты из минеральной ваты прошивные теплоизоляционные. Технические условия ГОСТ 21880-2011, введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 декабря 2011 года N 672-ст (далее - ГОСТ 21880-2011)), толщина изоляции в конструкции 60 мм, Покровный слой поверх изоляции - стальной лист толщиной 0,5 мм. При переходе от надземной прокладки к подземной теплоизоляция должна быть нанесена на 0.5 м ниже поверхности земли. Арматура также покрыта слоем тепловой изоляции - разъемными коробами марки SAS. Короба состоят из оболочки (оцинкованная сталь) и теплоизоляционного слоя (ГОСТ 21880-2011). Основные конструктивные решения по прокладке линейных трубопроводов Трассы трубопроводов проложены параллельно существующему коридору коммуникаций с учетом минимальных расстояний между осями трубопроводов, приведенных в СП 34-116-97: при диаметре проектируемых трубопроводов до 150 мм включительно - не менее 5 м; при диаметре проектируемых трубопроводов свыше 150 до 300 мм включительно - не менее 8 м; при диаметре проектируемых трубопроводов свыше 300 до 600 мм включительно - не менее 11 м; расстояние между трубопроводами и автодорогой не менее 10 м до подошвы насыпи земляного полотна автодороги. Также проектируемые трубопроводы проложены на расстоянии не менее 30 м от заземления опор ВЛ, в соответствии с требованием пункта 5.2.22 технического задания шифр 2353. Способ прокладки трубопроводов подземный. Глубина заложения нефтегазосборных сетей (напорных нефтепроводов) от поверхности земли до верхней образующей трубы принята не менее 0,8 м. На отдельных участках трасс трубопроводы проложены на большую глубину. На надземных участках расстояние от уровня земли до низа трубы составляет не менее 0,5 м. Ширина траншеи понизу принята не менее 0,7 - 1,0 м, откосы - от 1:0,25 до 1:2. При пересечении автомобильных дорог, подземных коммуникаций, линий электропередачи участки трубопроводов прокладываются в защитных футлярах из стальных труб, диаметры которых не менее чем на 200 мм больше по отношению к исходным трубам, согласно требованиям СП 34-116-97 и Строительных норм и правил. Магистральные трубопроводы СНиП 2.05.06-85*, утвержденных Постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства от 30 марта 1985 года N 30 (далее - СНиП 2.05.06-85*). Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами, принято не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра. Переходы через автомобильные дороги выполняют открытым способом, через подземные коммуникации и линии электропередачи - способом протаскивания. При пересечении коридоров коммуникаций проектируемые трубопроводы прокладываются под ними, в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*. Угол пересечения с существующими трубопроводами не менее 60°, расстояние между действующими трубопроводами и кожухами проектируемых трубопроводов не менее 350 мм в свету. Земляные работы в местах пересечения подземных коммуникаций производятся вручную без применения ударных инструментов на расстоянии по 0,5 м в каждую сторону от пересекаемого трубопровода. Производство строительно-монтажных работ допускается при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей эти коммуникации, и в присутствии ее представителя. Земляные работы при строительстве трубопроводов выполняются в соответствии с Ведомственными строительными нормами. Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация ВСН 005-88, утвержденными Приказом Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности Союза Советских Социалистических Республик от 01 ноября 1988 года N 332 (далее - ВСН 005-88), Строительными нормами и правилами. Магистральные трубопроводы СНиП III-42-80*, утвержденными Постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства от 16 мая 1980 года N 67 (далее - СНиП III-42-80*), Сводом правил. Земляные сооружения, основания и фундаменты. Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87. СП 45.13330.2012, утвержденным Приказом Министерством регионального развития России от 29 декабря 2011 года N 635/2, Правилами по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 30 декабря 1993 года (далее - РД 39-132-94). В соответствии с ВСН 005-88, СНиП III-42-80* разработка и засыпка траншеи на болотах I типа глубиной более глубины траншеи предусмотрена одноковшовым экскаватором со сланей, укладка трубопроводов - с лежневых дорог, расположенных вдоль траншеи. Разработка траншеи в обычных условиях (на сухих участках), а также на болотах I типа глубиной менее глубины траншеи предусмотрена одноковшовым экскаватором, засыпка - бульдозером. Через каждый километр трасс подземных трубопроводов и в местах поворота в горизонтальной плоскости предусмотрена установка опознавательных знаков (в виде столбиков со щитами-указателями, высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли). На щитах-указателях должна быть приведена следующая информация: наименование трубопровода, его диаметр, пикет трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации. Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопроводов с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Государственной инспекции безопасности дорожного движения Министерства внутренних дел Российской Федерации на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси. Запрещающие знаки "Остановка запрещена" и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва и т.п. На местах и участках, являющихся временно опасными, следует устанавливать переносные знаки безопасности и временные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов в соответствии с Государственным стандартом Российской Федерации. Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний ГОСТ Р 12.4.026-2001, введенным в действие Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 19 сентября 2001 года N 387-ст. Все земляные, строительно-монтажные работы необходимо проводить на полосе, отводимой во временное пользование. Ширина отводимой полосы под строительство одного трубопровода диаметром до 426 мм в соответствии со Строительными нормами. Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов СН 452-73, утвержденными Государственным комитетом Союза Советских Социалистических Республик по делам строительства 30 марта 1973 года, составляет 20 м, диаметром более 426 мм до 720 мм включительно составляет 23 м. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов установлены охранные зоны в соответствии с РД 39-132-94: вдоль трасс трубопроводов в виде участков земли, ограниченных условными линиями, находящимися в 50 м от осей трубопроводов с каждой стороны; при следовании в одном техническом коридоре нескольких трубопроводов - в 50 м от осей крайних трубопроводов. При строительстве трубопроводов углы поворота максимально выполняют стандартными отводами 90°, 60°, 45°, 30°, небольшие углы проходят естественным радиусом изгиба труб. Допустимые радиусы упругого изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях определены расчетом, исходя из условия прочности, устойчивости положения трубопроводов под воздействием давления, собственного веса, продольных сжимающих усилий. Запорная арматура Размещение запорной арматуры предусмотрено из расчета безопасности участков трубопроводов, для разделения и переключения потоков рабочей жидкости и в целях охраны окружающей среды. Задвижки установлены на узлах врезки в ранее проектируемые сети, в местах отключения от кустовой площадки (после обвалования площадки), в местах переключения потоков рабочей жидкости. Запорная арматура предусмотрена в ограждении. Для предотвращения доступа посторонних лиц, калитки ограждения закрываются на замок, на ограждении с внешней стороны устанавливаются указатели "Стой! Запретная зона. Проход запрещен", "Схема узла". В проекте предусмотрена надземная установка арматуры. Расположение запорной арматуры обеспечивает возможность удобного и безопасного ее обслуживания и ремонта. ВЛ Проектируемая ВЛ-6 кВ проходит по территории, не попадающей в зону влияния источников промышленных и природных загрязнений. Район прохождения трассы ВЛ по степени загрязнения атмосферы - 1. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов - 1,9 см/кВ. Электроснабжение узлов на напряжение 6 кВ выполнено по одноцепным воздушным линиям электропередачи. Источник внешнего электроснабжения для электроприемников узла т. N 30 ПК 0+80,00 напорного нефтепровода "ДНС-ЮВ - т.24": Подстанция 35/6 кВ N 238. Точка подключения: существующая ВЛ-6 кВ фидер 238-10, опора N 50. Протяженность проектируемой ВЛ-6 кВ - 1,67 км, из них: 0,84 км по болоту с просекой; 0,83 км по просеке. Проектируемые ВЛ электропередачи 6 кВ выполнены проводом марки А сечением 95 мм2 в соответствии с Государственным стандартом Союза Советских Социалистических Республик. Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия ГОСТ 839-80, утвержденным Постановлением Государственного комитета Союза Советских Социалистических Республик по стандартам от 23 июня 1980 года N 2987. Проектируемая ВЛ-6 кВ на УЗА т. N 30 ПК 0+80,00 напорного нефтепровода "ДНС-ЮВ - т.24" пересекает проектируемый нефтепровод, существующие нефтепроводы, существующий газопровод и существующую ВЛ-35 кВ. При пересечении проектируемой ВЛ-6 кВ с ВЛ-35 кВ соблюдается вертикальный габарит не менее 3 м, при пересечении с нефтепроводами и газопроводом соблюдается горизонтальный габарит не менее 5 м, что соответствует требованиям ПУЭ. Сечение провода воздушных линий выбрано по экономической плотности тока с последующей проверкой по токовой нагрузке и по допустимой потере напряжения (не более 5% от номинального) и с учетом существующих ВЛ-6 кВ. Опоры ВЛ электропередачи 6 кВ в габаритах 6 кВ выполнены из отработанных бурильных труб и отбракованных обсадных труб. На всех опорах ВЛ устанавливаются постоянные знаки с указанием порядкового номера опоры и номера ВЛ. Информационные знаки с указанием ширины охранной зоны линии устанавливаются на опорах ВЛ через 500 м. Просека по трассе ВЛ-6 кВ должна быть очищена от вырубленных деревьев и кустарников. Деловая древесина и дрова должны быть вывезены. Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
