Проект строительства линейной части магистрального нефтепровода

1.9.6 Контроль качества строительства

При производстве и приемке работ необходимо обеспечить контроль качества, который должен производится в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85* «Организация строительного производства». Для этих целей необходимо создать участок контроля качества. Для повышения качества строительства необходимо осуществлять входной, операционный и приемочный контроль.

При входном контроле проверяется соответствие металлоконструкций, изделий и материалов стандартам, паспортам, проектным решениям и другим документам. Контролируется также соблюдение требований их разгрузки и хранения.

При операционном контроле должно проверяться:

-соблюдение заданной в ППР технологии выполнения строительно-монтажных работ;

-соответствие выполненных работ рабочим чертежам и действующим стандартам;

-строгое соблюдение последовательности выполнения строительно-монтажных работ при поточном строительстве.

При приемочном контроле подвергаются скрытые работы, ответственные конструкции зданий и сооружений, а также законченное строительство.

Также в зависимости от охвата контролируемых параметров (объем контроля) проводится сплошной контроль, при котором проверяется все количество контролируемой продукции, все стыки, все конструкции, вся поверхность основания и т.д.

В зависимости от применения специальных средств контроля (метод контроля) проводится:

-измерительный контроль, выполняемый с применением средств измерений, в том числе лабораторного оборудования;

-визуальный контроль - по ГОСТ 16504-81;

-технический осмотр - по ГОСТ 16504-81;

-инструментальный контроль применяется при установлении правильности и укладки трубопроводов в плане, а также нивелировкой всех узлов точек уложенного трубопровода. Инструментальному контролю подлежат все сварные соединения при монтаже трубопроводов.

Сварные соединения, качество которых требуется согласно проекту проверять при монтаже физическими методами или ультразвуковым методом в объеме 5% - при ручной или механизированной сварке и 2% - при автоматизированной сварке.

Контроль качества строительства должен осуществляться со стороны государственных и ведомственных органов.

1.9.7 Организация ремонта и технического обслуживания машин и автотранспорта

Для обеспечения эффективного использования строительной техники и автотранспорта на строительстве в составе производственной базы комплексного технологического потока предусматривается создание мастерской для осуществления ремонта и технического обслуживания строительных машин.

Проведение ремонта и технического обслуживания строительных машин и автотранспорта предусматривается осуществлять в планово-предупредительном порядке в сроки и объеме, согласно, требований действующих нормативов и инструкций по эксплуатации заводов-изготовителей. Основным объектом ремонтной базы служит участковая мастерская, предназначенная для выполнения работ по диагностике, ТО и текущему ремонту строительных машин.

Техническое обслуживание и текущий ремонт автотранспорта проводится на постах и эстакаде, укомплектованных необходимым технологическим оборудованием и приборами.

На строительстве будет использоваться отечественная строительная техника. Из сложившейся отраслевой практики - организация ремонта и ТО отечественной техники и автотранспорта выполняет владельцами машин.

Базы для технического обслуживания и ремонта автомобилей решаются в местах дислокации автотранспорта.

Для бесперебойной работы механизмов важным обстоятельством является своевременное обеспечение и доставка на объекты строительства запасных частей, узлов и агрегатов для ремонта и технического обслуживания строительных машин и автомобилей.

1.9.8 Грузоперевозки и потребность в транспортных средствах

Привозные материалы, необходимые для строительства будут доставляться железнодорожным транспортом.

Станцией разгрузки материалов и конструкций, а также технологического оборудования принимается железнодорожная станция ГНПС «Атасу» - ж/д. ст. Атасу

Средняя дальность возки 5 км где имеются соответствующие разгрузочные площадки и прирельсовые склады.

С железнодорожной станции до строительной площадки грузы перевозятся автотранспортом.

Дорожная сеть района представлена автомобильными дорогам.

В таблице 6 приведен набор транспортных средств, необходимых для строительства.

Таблица 6 - Набор транспортных средств

Наименование транспортных средств	Марка, тип	Основной. Параметр	ГНПС «Атасу»
			Потребность, шт.
Бортовой автомобиль	МАЗ-514	14т	4
Бортовой автомобиль	ЗИЛ-131	6т	4
Автомобили-самосвалы	КАМАЗ-256Б	11т	4
Автомобили-самосвалы	ЗИЛ-ММЗ-155	5т	2
Прицепы	ЧМЗАП-5203В	г.п. 20т	1
Трактор-тягач	К-701	300л.с.	1
Полуприцеп с борт. платформой	ОДАЗ-885	7,5т	1
Тягач-автомобиль	МАЗ-500	7,5т	1
Спецтранспорт, 5 т.			2

ПРИМЕЧАНИЕ: Замена одного вида транспорта другим может производиться при необходимости по эквиваленту удельной годовой нормы выработки.

1.9.9 Устройство складских площадок для хранения конструкций технологического оборудования

Складское хозяйство предусматривается в соответствии с действующими нормативами и правилами перевозки, приемки, хранения материалов и конструкций.

При организации складского хозяйства на территории рекомендуется предусмотреть следующие мероприятия:

- подъезды от основных магистралей к местам приемки и разгрузки, рассчитанные на то, чтобы в случае надобности по ним мог пройти автотранспорт большой грузоподъемности (16-60т).

- кольцевой проезд автомобилей с длинномерными изделиями на прицепах или полуприцепах.

Расчет потребности в складской площади ведется по нормативным показателям на 1 млн. тенге годового объема СМР.

С учетом территориального коэффициента к индексам установленным по отраслям и направлениям в составе отраслей, учитывающие особенности изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ по областям.

Территориальный коэффициент по Карагандинской области - 1,02.

С учетом индекса цен перехода стоимости с цен 2005г в цены 1991г - коэффициент по Карагандинской области - 124,64 , и с 1991г в цены 1984г - 1,56.

Открытые складские площадки сборных конструкций располагаются в зоне действия монтажного крана.

Складирование конструкций на открытых площадках рекомендуется выполнять с соблюдением следующих требований:

-площадки должны иметь уплотненное земляное основание, спланированное с уклоном 1-2% для стока атмосферных вод;

-покрытие подъездных дорог, проездов между группой штабелей должны быть достаточно прочными, чтобы обеспечить проезд гусеничного и автомобильного транспорта;

- между штабелями конструкций устраиваются проходы шириной не менее 1м;

- размеры штабелей по ширине и высоте определяются требованиями техники безопасности и грузоподъемностью крана;

- конструкции укладываются на подкладки из пиломатериалов высотой не менее 200мм.

Способы опирания конструкций должны исключать повреждение изделий, а также соответствовать требованиям рабочих чертежей и технических условий.

Мелкое оборудование накапливается и хранится на приобъектных складах, расположенных в пределах строительных площадок и площадочных сооружений не далее 1км.

Для хранения мелкоштучных материалов, инструмента, спецодежды и т.д. по трассам трубопроводов и воздушных линий предусмотреть передвижные склады-вагончики.

1.9.10 Электрохимзащита

Раздел электрохимическая защита от коррозии разработан в соответствии с действующими нормами и стандартами, приведенными в разделе 1 и ниже :

- ГОСТ Р 51164-98 - Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;

- ГОСТ 9.602.89 - Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;

- РД 39-009-99 - Руководящий документ. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации магистральных нефтепроводов;

- СНиП 2.03.11-85* - Защита стальных конструкций от коррозии;

- РД 153-39.4-039-99 - Руководящий документ. Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН.

Электрохимической защите от почвенной коррозии подлежат все стальные трубопроводы, а также внешняя поверхность днищ стальных резервуаров.

Для электрохимзащиты стальных подземных коммуникаций и внешних поверхностей днищ резервуаров на территории ГНПС Атасу предусматривается установить две станции катодной защиты (СКЗ).

Выпрямители СКЗ предусмотрено установить в помещении щитовой и помещении ЗРУ, КТП и ЩСУ.

Металлические шкафы выпрямителей СКЗ присоединить к защитным заземлениям электрооборудования данных помещений стальной полосой.

Электропитание выпрямителей предусматривается от низковольтных щитов указанных помещений.

Для анодных заземлений СКЗ приняты глубинные заземлители, которые в стесненных условиях площадки обеспечивают более равномерное распределение защитного тока между коммуникациями.

Длина заземлителя - 80 метров, что обусловлено геоэлектрическим разрезом. Заземлитель состоит из колонны электросварных труб 219х8 опущенной в пробуренную скважину. Верхнюю часть заземлителя необходимо заизолировать на глубину 10 метров.

Для заземлителей могут быть использованы некондиционные трубы.

Для каждой СКЗ предусмотрено установить два заземлителя. Заземлители предусмотрено расположить вдоль границ площадки ГНПС и присоединить к выпрямителю медным кабелем.

Дренажные линии СКЗ выполняются медным кабелем, который при пересечении с подземными коммуникациями, прокладывается в асбестоцементных трубах.

Для измерения потенциала „сооружение - земля” в точках дренажа СКЗ и в несколько других удобных точках предусматриваются контрольно-измерительные пункты (КИП) со стационарными медно-сульфатными электродами сравнения длительного действия.

В большинстве остальных точках измерения потенциалов должны выполняться методом „выносного электрода”. При этом измерительный прибор присоединяется к сооружению в КИП или любом доступном месте (стенке резервуара, выход трубопровода из земли на поверхность, колодец), а переносной медно-сульфатный электрод устанавливается на грунт над подземным сооружением или за отмосткой у стенки резервуара.

Днища и нижние пояса внутренних поверхностей резервуаров могут находиться в контакте с подтоварной водой, что вызывает коррозию.

Для защиты от коррозии, вызываемой подтоварной водой, внутренних поверхностей днищ и нижних поясов стальных резервуаров предусматривается протекторная защита в комплексе с защитным покрытием.

Протекторы устанавливаются на днищах резервуаров по концентрическим окружностям.

Для контроля за работой протекторов два протектора выполняются как контрольные.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет толщины стенки нефтепровода

2.1.1 Расчет толщины стенки нефтепровода для несейсмичных участков

Расчет толщины стенки участка нефтепровода III категории

По стандарту СНиП 2.05-06-85, для расчета толщины стенки используются следующие формулы:

где: n=1.15, коэффициент надежности по нагрузке (по внутреннему давлению), принимается по табл.13 СНиП 2.05-06-85;

P - расчетное давление, МПа;

D - наружный диаметр трубопровода, мм;

R - расчетное сопротивление материала трубы, МПа;

R - нормативное сопротивление растяжению, для X60 возьмем 517 МПа;

m=0.9, коэффициент условий работы, по табл.1 СНиП 2.05-06-85;

k=1.47, коэффициент надежности по материалу, по табл.9 СНиП 2.05-06-85;

k=1.0, коэффициент надежности по эксплуатации, по табл.11 СНиП 2.05-06-85.

Подставляем значения для участка ГНПС Атасу - №8 УППОУ 0- 30 км:

МПа

мм

Полученные расчетные значения толщины стенки округляем до ближайшего большого по сортаменту, равного 8,7 мм.

Окончательный расчет предоставлен в следующей таблице 7.

Таблица 7- Результаты расчетов

Расстояние, км	Рабочее давление, МПа	Расчетная толщина стенки, мм	Выбранная толщина стенки, мм
0 - 30	5.8	8.39	8.7
30 - 130	5.1	7.40	7.9
130 - 160	5.5	7.96	8.7
160 - 384	5.0	7.25	7.9
384 - 416	6.0	8.67	8.7
416 - 565	5.4	7.82	7.9
565 - 593	5.5	7.96	8.7
593 - 638	5.7	8.25	8.7
638 - 648	5.5	7.96	8.7
648 - 759	4.8	6.96	7.9

2.1.2 Расчет толщины стенки для сейсмического района 8 и 9 баллов

Расчет толщины стенки трубы для прямого участка нефтепровода в сейсмическом районе 8 баллов

По СНиП 2.05-06-85, при прокладке трубопровода в сейсмическом районе 8 и больше баллов, в проекте необходимо предусматривать влияние землетрясения. Для расчета применяются следующие формулы:

где: - совмещенное напряжение;

- внутренний диаметр трубопровода, мм;

R - расчетное сопротивление растяжения для обычных участков III категории 316,53 МПа;

n=0.8, совмещенный коэффициент по перепаду давления;

n=0.9, совмещенный коэффициент по внутреннему давлению;

, коэффициент линейного расширения;

МПа, модуль упругости материала;

- расчетный температурный перепад, 40С;

, коэффициент Пуассона;

n=1.15, коэффициент надежности по нагрузке (по внутреннему давлению), принимается по табл.13 СНиП 2.05-06-85;

m=0.6, коэффициент защемления трубопровода в грунте;

- коэффициент степени ответственности трубопровода, для района 8 баллов возьмем 1.5;

=1.0, коэффициент повторения землетрясения;

- класс ускорения землетрясения, для сейсмического района 8 баллов возьмем 363 см/c;

МПа, модуль упругости материалов;

- период главного колебания, для сейсмического района 0.30 с;

см/c, класс скорости продольной сейсмической волны;

Подставляем значения для участка 759 - 792.6 км:

мм

Полученные расчетные значения толщины стенки округляем до ближайшего большого по сортаменту, равного 8,7 мм.

Окончательный расчет предоставлен в следующей таблице 8

Таблица 8- Результаты расчетов

Расстояние, км	Рабочее давление, МПа	, Мпа		Расчетная толщина стенки, мм	Выбранная толщина стенки, мм
759 - 792.6	4.8	33.2831	0.968	8.60	8.7
792.6 - 822	6.3	33.2831	0.943	9.63	10.3
822 - 832	5.5	33.2831	0.943	8.43	8.7
832 - 907	5.0	33.2831	0.943	7.68	7.9

Расчет толщины стенки трубы для прямого участка нефтепровода в сейсмическом районе 9 баллов

Между КР907 - КР962.2 находится сейсмический район в 9 баллов.

По СНиП 2.05-06-85, при прокладке трубопровода в сейсмическом районе 8 и больше баллов, в проекте необходимо предусматривать влияние землетрясения. Для расчета применяются следующие формулы:

где: - совмещенное напряжение;

- внутренний диаметр трубопровода, мм;

R - расчетное сопротивление растяжения для обычных участков III категории 316,53 МПа;

n=0.8, совмещенный коэффициент по перепаду давления;

n=0.9, совмещенный коэффициент по внутреннему давлению;

, коэффициент линейного расширения;

МПа, модуль упругости материала;

- расчетный температурный перепад, 40С, положительный при нагревании;

, коэффициент Пуассона;

n=1.15, коэффициент надежности по нагрузке (по внутреннему давлению), принимается по табл.13 СНиП 2.05-06-85;

m=0.6, коэффициент защемления трубопровода в грунте;

- коэффициент степени ответственности трубопровода, для района 8 баллов возьмем 2.25;

=1.0, коэффициент повторения землетрясения;

- класс ускорения землетрясения, для сейсмического района 8 баллов возьмем 537 см/c;

МПа, модуль упругости материалов;

- период главного колебания, для сейсмического района 0.46 с;

см/c, класс скорости продольной сейсмической волны;

Подставляем значения для участка 907 - 962.2 км:

мм

Полученные расчетные значения толщины стенки округляем до ближайшего большого по сортаменту, равного 9.5 мм.

2.2 Выбор толщины стенки трубы

По результатам расчетов при определении толщины стенки нефтепровода выбираем толщины стенки по сортаменту. Результаты представлены в таблице 9

Таблица 9- Выбор толщины стенки трубы

Расстояние, км	Рабочее давление, МПа	Расчетная толщина стенки, мм	Выбранная толщина стенки, мм	Примечание
0 - 30	5.8	8.39	8.7
30 - 130	5.1	7.40	7.9
130 - 160	5.5	7.96	8.7
160 - 384	5.0	7.25	7.9
384 - 416	6.0	8.67	8.7
416 - 565	5.4	7.82	7.9
565 - 593	5.5	7.96	8.7
593 - 638	5.7	8.25	8.7
638 - 648	5.5	7.96	8.7
648 - 759	4.8	6.96	7.9
759 - 792.6	4.8	8.60	8.7	Сейсмический район 8 баллов
792.6 - 822	6.3	9.63	10.3	Сейсмический район 8 баллов
822 - 832	5.5	8.43	8.7	Сейсмический район 8 баллов
832 - 907	5.0	7.68	7.9	Сейсмический район 8 баллов
907 - 962.2	5.0	8.93	9.5	Сейсмический район 9 баллов

Пересечения, болота, линии электропередачи 500 кВт, линии связи, устройства для приема и запуска скребка (очистного сооружения)

На данных участках толщина стенки равна 11.9 мм.

2.3 Гидравлический расчет трубопровода

Исходные данные:

1. Перекачка нефти 20 млн. т/год.

2. Протяженность трубопровода 962,2 км.

3. Диаметр трубы 813 мм.

4. Расчетная плотность нефти при 20С равна 829,4 кг/м.

5. Расчетная вязкость нефти при 20С равна 61,4 мм/с.

6. Давление, развиваемое насосной станцией 5,8 МПа, остаточное давление в конце перегона 0,15 МПа.

7. Разность нивелирных отметок начала и конца трубопровода 380 м.

Решение:

1. Определяем секундный расход нефти:

где: G - среднегодовая производительность нефти, т/год;

- расчетная плотность нефти, кг/м;

В соответствии с нормами технологического проектирования расчетное число дней перекачки принимаем равным 350.

Подставляем числовые значения:

2. Диаметр трубопровода 813 мм (трубы изготовлены из стали API 5L Х60). В соответствии со СНиП 2.05-06.85: нормативное сопротивление растяжению, для Х60 возьмем 517 МПа; коэффициенты: коэффициент условий работы 0.9, коэффициент надежности по нагрузке 1.15, коэффициент надежности по материалу 1.47, коэффициент надежности по эксплуатации 1.

3. Определим расчетное сопротивление материала трубы:

R - нормативное сопротивление растяжению, МПа;

m - коэффициент условий работы;

k - коэффициент надежности по материалу;

k- коэффициент надежности по эксплуатации.

Подставляем числовые значения:

МПа

4. Необходимая толщина стенки трубы:

где: n - коэффициент надежности по нагрузке;P - расчетное давление, МПа;D - наружный диаметр трубопровода, мм;

R - расчетное сопротивление материала трубы, МПа;

Подставляем числовые значения:

мм

Полученные расчетные значения толщины стенки округляем до ближайшего большого по сортаменту, равного 8.7 мм.

Следовательно, внутренний диаметр равен 795.6 мм.

5. Находим среднюю скорость течения нефти:



где: Q - секундный расход нефти, м/сек;

d - внутренний диаметр трубы, мм.

Подставляем числовые значения:

м/c

6. Вычислим первое переходное число Рейнольдса при эквивалентной шероховатости K=0.015 мм (принимается по [1]).

Относительная шероховатость:

Переходное число Рейнольдса:

7. Находим число при движении нефти по трубопроводу:

где: v - кинематическая вязкость, м/сек.

Подставляем числовые значения:

Имеем турбулентный режим в зоне гидравлически гладкого трения.

8. По формуле Блазиуса вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления:



9. Определим гидравлический уклон:

10. Потери на трение для всего трубопровода:

м

11. Полная потеря напора при условии, что потери на местные сопротивления составляют 41 м (около 1% от потерь на трение), составит:

где: - потери на местные сопротивления, м;

- разность нивелирных отметок начала и конца трубопровода, м.

Подставляем числовые значения:

м

12. Напор, развиваемый одной насосной станцией:

где: - давление, развиваемое насосной станцией, МПа;

- остаточное давление в конце перегона, МПа.

Подставляем числовые значения:

м

13. Необходимое число насосных станций (один эксплуатационный участок) равно:

14. При округлении расчетного числа станций в меньшую сторону, т. е. принять , суммарного напора, развиваемого шести насосными станциями, будет недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление трубопровода с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали. Тогда для турбулентного режима течения определим:

Если , то при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб (m=0.25) =0.296.

Подставляем числовые значения:

15. Определим необходимую длину лупинга:

Размещение насосных станций и лупингов на трассе трубопровода показано на рисунке

3. Расчёт и программирование на ЭВМ

В этом разделе был произведен «Расчет толщины стенки трубопровода» на ЭВМ с применением программы Microsoft Visual Basic. Для создания программы были использованы операторы ввода и вывода информации, математические функции, а также операторы условного перехода с различными вариантами заданий. Целью этого расчета является подтверждение аналитических расчетов, проведенных в расчетной части.

Система Microsoft Visual Basic содержит интерпретатор, осуществляющий непосредственное выполнение программы на языке программирования высокого уровня и редактор текстов программ.

Исходные данные:

Нормативное сопротивление, Па…….……R1H=517000000

Коэффициент однородности материала….K1=1.47

Коэффициент условия работы материала……M1=0.8

Коэффициент условия работы трубопровода…M2=0.9

Рабочее давление, Па………….….P=5800000

Наружный диаметр, мм…………...DH=813

Коэффициент линейного расширения, 1/C……..AT=0.000012

Модуль упругости материала трубы, Па…E=206000000000

Температурный перепад, градус………….….T=40

Коэффициент надежности по нагрузке……… NP=1.15

Коэффициент Пуассона……..….....G=0.3

Текст программы:

Private Sub Command Button1_Click ()

Dim R_1H As Single, K_1 As Single

Dim C As Single, P_1 As Single

Dim D_H As Single, R_1 As Single

Dim S_1 As Single, E As Single

Dim A_T As Single, E_1 As Single, T_1 As Single

Dim G_1 As Single, N_P As Single

Dim F As Single, G As Single

Dim H As Single, I As Single

R_1H = Worksheets ("Лист1").Range ("R_1H").Value

K_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("K_1").Value

I_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("М_1").Value

I_2 = Worksheets ("Лист1").Range ("М_2").Value

R_1 = R_1H * K_1 * М_1 * М_2

Worksheets ("Лист1").Range ("R_1").Value = R_1

R_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("R_1").Value

D_H = Worksheets ("Лист1").Range ("D_H").Value

P_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("P_1").Value

S_1 = (P_1 * D_H) / (2 * (R_1 + Р_1))

Worksheets ("Лист1").Range ("S_1").Value = S_1

S_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("S_1").Value

E = D_H - 2 * S_1

Worksheets ("Лист1").Range ("D_B_1").Value = E

A_T = Worksheets ("Лист1").Range ("A_T").Value

E_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("E_1").Value

G_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("G_1").Value

N_P = Worksheets ("Лист1").Range ("N_P").Value

F = (-A_T * E_1) + (G_1 * (N_P * P - D_B / (2 * S_1)))

Worksheets ("Лист1").Range ("Summa").Value = F

Summa = Worksheets ("Лист1").Range ("Summa").Value

R_1 = Worksheets ("Лист1").Range ("R_1").Value

G = ((1 - 0.75 * F ^ 2 / R_1 ^ 2)) ^ 0.5 - (0.5 * F / R_1)

Worksheets ("Лист1").Range ("koeff").Value = G

koeff = Worksheets("Лист1").Range("koeff").Value

H = (N_P * P_1 * D_H) / (2 * (G * R_1 + N_P * P_1))

Worksheets ("Лист1").Range ("S_2").Value = H

S_2 = Worksheets ("Лист1").Range ("S_2").Value

I = D_H - 2 * H

Worksheets ("Лист1").Range ("D_B_2").Value = I

End Sub

Блок-схема

Размещено на http://www.allbest.ru/

Результаты расчетов:

Расчетное сопротивление, Па…………..R1=316192832

Толщина стенки трубопровода, мм…………….S1=8.30871868

Внутренний диаметр, мм…………...DB1=795.38257

Продольное напряжение, Па………..…….=-2472000

Коэффициент напряженного состояния трубы……1=0.968251

Пересчитанная толщина стенки, мм……...S2=8.684491

Пересчитанный внутренний диаметр, мм…….DB2=794.231

Выполненная в разделе «Расчет на ЭВМ» программа может быть использована для расчета толщины стенки трубопровода с различными вариантами исходных данных.

Результаты расчета на ЭВМ полностью совпадают с результатами расчета математическим путем, приведенным в разделе «Технологическая часть», подразделе 2.1.2 «Расчет толщины стенки для сейсмического района 8 и 9 баллов». Расчет трубопровода на прочность при внутреннем давлении 4.8 МПа и наружным диаметром 813 мм показывают, что толщина стенки равна 8,7 мм с учетом двухосного напряженного состояния трубопровода.

4. Экономическая часть

4.1 Общая часть

Строительство нефтепровод Казахстан-Китай имеет большое значение для дальнейшего развития дружественных и добрососедских отношений между двумя странами. Реализация данного проекта принесет следующие экономические и социальные эффекты:

1) Увеличение объема экспорта нефти из Казахстана в Китай;

2) Развитие разведки и разработки нефтяных месторождений на территории Казахстана;

3) Снабжение нефтью нефтеперерабатывающих заводов;

4) Строительство инфраструктур и промышленности вдоль трассы нефтепровода;

5) Увеличение доходов от налогов в государственный и местный бюджеты;

6) Развитие организации по производству материалов и оборудования, увеличение трудовых ресурсов;

7) Укрепление экономических и политических отношений между Казахстаном и Китаем.

4.2 Технико-экономические показатели проекта

4.2.1 Основные подходы и допущения

В данном разделе приведен расчет экономической эффективности проекта на строительство участка Атасу-Алашанькоу. В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на производственные расходы; налоги и отчисления, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как эксплуатационных затрат, так и налогооблагаемой прибыли. Из-за округлений полученных результатов суммы могут несколько отличаться по величине.

Горизонт оценки экономической эффективности проекта составляет 30 лет.

Величина процентной ставки прибыли предусмотрена в размере 15%.

Ставка дисконтирования - 10%.

Срок амортизации - 30 лет.

Амортизационные расходы определялись как для целей налогообложения, так и для внесения в эксплуатационные затраты.

Амортизационные отчисления для целей налогообложения определены по группам и подгруппам основных средств согласно Закона Республики Казахстан от 24.04.1995г. «О налогах и других обязательных платежах в бюджет»:

- амортизационные отчисления согласно Стандартам Бухгалтерского учета - 3.3%;

- амортизационные отчисления согласно Налоговому Кодексу РК - 10.8%.

При расчете тарифа учтен налог на имущество - 1% и корпоративный подоходный налог в размере 30% от налогооблагаемого дохода.

В период 2006г-2010г объем перекачки нефти составит 10 млн. т/г, и после 2011 г объем перекачки составит 20 млн. т/г.

Протяженность нефтепровода - 962.2 км.

Грузооборот по 1-этапу - 9622 млн.т.км, по 2-этапу - 19244 млн.т.км.

Курс доллара принят на момент разработки ТЭЧ проекта - 130 тенге.

4.2.2 Источники финансирования

Выбор подходящего источника финансирования - это трудная задача для инвесторов в процессе финансирования. С непрерывным развитием и совершенствованием международного рынка капитала рождались разнообразные источники финансирования. Конкретные каналы «финансирования компании» и «финансирования проекта» являются сходными. Долговый капитал Проекта, возможно, финансировать через следующие каналы:

1) Кредитование из коммерческих банков

Кредитование из коммерческих банков является самым крупным источником изыскания средств на проект в международной практике, поскольку они обладают способностью оценки риска кредитования для проекта. Во многих международных коммерческих банках работают инженеры и финансовые специалисты, которые способны произвести оценку возможных исходов при различных источниках финансирования и прогнозировать разнообразные риски в проекте. Теперь на большинство крупных проектов средства изыскиваются именно путем кредитов международных банков. На международном финансовом рынке коммерческие кредиты в основном выдают совместные английские, американские, немецкие, швейцарские, японские и Гон-Конгские банки.

2) Кредитование из организации по «экспортному кредиту»

«Экспортный кредит» в основном разделяется на кредит продавцов и кредит покупателей. Экспортный кредит, как одна из схем международного кредита, является одним из способов финансирования. Государство, в целях поддержки и расширения отечественного производства, повышения его конкурентоспособности, выдает субсидии на проценты и представляет гарантии на кредит; этим государство стимулирует отечественные банки предоставлять отечественным экспортерам или иностранным импортерам кредит с низким процентом и таким образом помогает отечественным экспортерам преодолеть трудности в денежном обороте, и удовлетворить иностранных импортеров в выплате кредитов отечественным экспортерам.

Данная схема является эффективным средством для любой страны в завоевании рынков и расширении продажи товаров.

3) Подчиненные кредиты

С точки зрения изыскания средств на проект «подчиненные кредиты» обозначают те средства, которые инициаторы проекта обеспечивают для того, чтобы усилить уверенность у основных кредиторов в выдаче денежных средств и заставляют основных кредиторов ослаблять условия для выдачи кредитов. Инициаторы или акционеры проекта участвуют в процессе финансирования не только путем предоставлении акционерного капитала, но и «подчиненных кредитов».

4) Государственные кредиты

«Государственные кредиты» обозначают те льготные кредиты, которые предоставляет правительство одной страны правительству другой страны с использованием государственных финансов или казны. Данный кредит используется в двух направлениях: первое из них - непосредственно для кого-либо определенного проекта заемной страны. Второе - кроме вышеназванного кредита покупателей, государство выдает также и частично государственный кредит, чтобы он пользовался совместно с кредитом покупателей. Самое большое преимущество государственного кредита выражается в его низком проценте, и даже без процента. Данный кредит обладает свойством добровольной поддержки.

5) Кредиты из многосторонних финансовых организаций, например, Мирового банка

Кредиты из многосторонних финансовых организаций, как Мирового банка, также являются одним из важных источников изыскания средств. В них включаются следующие мировые и региональные банки, как Мировой банк, Мировая Финансовая Компания, Европейский банк возрождения и развития, Азиатский банк развития и Среднеамериканский банк развития, и т.д.

6) Средства инвесторских организаций

В средства инвесторских организаций включаются кредиты компании по страхованию жизни, пенсионный и филантропический фонд и т.д. Инвесторы этих организаций обладают крупными средствами на мировом рынке, и в связи с этим они могут предоставлять весомые средства для развития энергетики, транспорта, связи, также и других инфраструктур во многих развивающихся странах мира.

7) Средства участников проекта

«Участники проекта» обозначают поставщиков материалов, покупателей продукции проекта, потребителей сервисного оборудования, подрядчиков и операторов проекта. Они также могут предоставить средства для проекта.

Схема финансирования обозначает канал изыскания средств на какое-либо назначение, который является одним из видов совокупных средств на проект, например, акционерный и долговой капиталы и т.д.

В тех случаях, когда в задании на проектирование отсутствуют сведения о схеме финансирования, рекомендуется использование проектной схемы финансирования.

Это условно принимаемая схема. Ее цель - оценить возможные параметры финансирования, обеспечивающие финансовую реализуемость проекта и эффективность (положительный ЧДД) участия в нем.

При использовании проектной схемы финансирования рекомендуется:

- Принимать безрисковую норму дисконта и реальный депозитный процент на уровне ставки LIBOR;

- Все требующиеся для реализации проекта средства считать состоящими только из собственных и заемных средств;

- Все заемные средства считать взятыми в одной и той же валюте и под одинаковый процент;

- Объем заемных средств принимать минимально необходимым для реализуемости проекта;

- Выплаты по займам на каждом шаге принимать максимально возможными из условии реализуемости проекта.

При первом способе задаются структура капитала (соотношение собственных и заемных средств) и кредитный процент, после чего определяются срок погашения долга и эффективность участия в проекте.

При втором способе эти условия не задаются, а требуется рассчитать максимально возможную реальную процентную ставку и срок возврата и обслуживания долга в зависимости от структуры капитала при условии реализуемости проекта и положительности ЧДД проекта в целом и участия в нем.

Для проведения расчета экономической эффективности данного проекта принят вариант, при котором 14% стоимости проекта является акционерным капиталом и 86% заемными средствами финансовых организации (кредиторов).

Источник средств для проекта совместной компании является следующим:

Акционеры вложат 14% совокупного капитала в качестве уставного капитала, а остальные 86% капитала будут изысканы акционерами по пропорции их акции или путем кредитования из финансовых организаций на основании гарантии акционеров.

Годовая процентная ставка на кредитный капитал принята в размере 8.5%, срок кредита 15 лет.

4.2.3 Капитальные вложения

Капитальные вложения в строительство участка Атасу-Алашанькоу определены согласно сводного сметного расчета с применением индексации и составляет 786362 тыс. долл. для 1-этапа, 38576 тыс. долл. для 2-этапа.

В проект включено строительство участка нефтепровода Атасу-Алашанькоу (с учетом строительство НПС № 9, НПС №11-АВП, реконструкция ГНПС «Атасу») протяженностью 962.2 км.

Затраты на строительство включают затраты на прокладку труб, станции катодной защиты, линейные задвижки, НПС, автоматизацию, связь, электроснабжение и т.д.

Оборудование и материалы, импортируемые из стран СНГ, не облагаются таможенной пошлиной.

Таможенная пошлина импорта оборудования и материалов из других стран составляет: 10% для насосов и клапанов, 11% для приборов.

НДС составляет 15%.

Расходы на комиссионные составляют 0.2%.

Другие расходы на хранение, страхование и транспорт составляют 13%.

Структура капитальных вложений приведена в следующей таблице 10

Таблица 10- Капитальные вложения в строительство участка Атасу-Алашанькоу ( тыс.$)

Объекты	I очередь	II очередь	Всего
Капиталовложения (с НДС)	786.36	38.58	824.94
1. Инженерные затраты:	647.63	30.23	677.86
- Линейная часть	560.01	-	560.01
- НПС	75.23	16.43	91.66
- Резервуары	-	0.06	0.06
- Электроснабжение	-	8.49	8.49
- СКАДА/Автоматизация	5.55	2.15	7.70
- Связь	6.84	2.14	8.98
- Вспомогательные объекты	-	0.96	0.96
2. Прочие расходы постоянных активов	36.16	3.03	39.19
НДС	102.57	5.32	107.89

4.2.4 Эксплуатационные затраты

В соответствии со спецификой перекачки нефти магистральными трубопроводами в эксплуатационные затраты включаются затраты на материалы, на потери нефти при перекачке, топливные затраты, энергозатраты, расходы на ремонт и техническое обслуживание, зарплата персонала и отчисления на социальное страхование, на депрессанты, административные расходы, амортизационные отчисления и прочие необходимые расходы.

1) Для расчета амортизационных отчислений принята линейная методика. Срок амортизации 30 лет, норма амортизации 3.3%.

2) Цена на нефть технологических потерь при перекачке и цена на нефть, используемую как топливо, принята в размере 137.5 USD/t. Потери нефти приняты в размере 0.2% от годового объема перекачки нефти.

3) Цена на энергию - 0.035 USD/кBт*час. Тариф на потребляемую электроэнергию взят по данным Восточного филиала.

4) Нормативы затрат на химреагенты (депрессанты и т.д.) рассчитывались в граммах на одну единицу продукции соответствующего технологического процесса, например: грамм на тонну нефти, поступающей на подготовку и др.

Цена на реагент - 2780 $/т.

5) Заработная плата принята по данным АО «НК КазтрансОйл» для рабочих в размере 794 $ за месяц, инженерно-технического и административно-управленческого персонала 1314 $ за месяц. Социальный налог принят в размере 20% от заработной платы.

6) Численность обслуживающего персонала составляет 203 человек.

4.2.5 Налогообложение

По действующему налоговому законодательству Казахстана во время эксплуатации трубопроводного проекта необходима выплата следующих налогов:

НДС - 15%;

Подоходный налог с юридических лиц - 30% от налогооблагаемого дохода (прибыли);

Налог на землю - по площади и категории земель;

Налог на имущество - 1% от остаточной стоимости активов;

Налог на транспорт - по видам и мощности транспортных средств.

При расчете экономических показателей учтены подоходный налог с юридических лиц - 30% и налог на имущество - 1%.

4.3 Показатели экономической эффективности проекта

Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:

1) Внутренняя норма прибыли (IRR);

2) Денежные потоки;

3) Дисконтированный поток денежной наличности - (NPV) при норме дисконта - 10%;

4) Тариф на перекачку нефти;

5) Срок окупаемости капитальных вложений.

Показатель - период окупаемости, определяемый временем возмещения капитальных вложений, чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

Важнейшим показателем эффективности проекта является чистый дисконтированный доход - ЧДД (другие названия NPV, интегральный эффект), который рассчитывается по формуле:

где: Ф - денежный поток;

- коэффициент дисконтирования.

Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным; при альтернативных проектах предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности).

Показатель - внутренняя норма прибыли (IRR или ВНД или внутренняя норма дисконта) определяет норму прибыли на вкладываемый капитал.

Для оценки инвестиционного проекта значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта - Е. Инвестиционные проекты, у которых ВНД>Е, имеют положительный ЧДД и являются эффективными.

Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала по методике определяется от ежегодного денежного потока.

Тарифы на перекачку нефти по участку Атасу-Алашанькоу рассчитаны по варианту:

- единый тариф (по первому году эксплуатации) при постоянном объеме перекачки (для участка Атасу-Алашанькоу рассчитан при объеме 10 млн. т/г и при объеме 20 млн. т/г). Протяженность - 962.2 км.

Транспортные тарифы рассчитываются на основе тарифного дохода (общей стоимости услуг), определяемого по формуле:

Тарифный доход = Общие затраты + Прибыль на задействованные активы

Прибыль = Задействованные активы Процентная ставка прибыли

Процентная ставка прибыли рассчитываются в виде средневзвешенной величины по формуле:

(Собственный капитал А%)

где: А - процентная ставка прибыли на собственный капитал предприятия.

Удельный тариф на перекачку нефти рассчитывается по каждому тарифному объекту отдельно за 1 тонну на 1000 км по формуле:



где: ТД - тарифный доход от перекачки нефти по данному тарифному объекту, млн. тенге;

Г - грузооборот перекачки нефти по данному тарифному объекту, млн.тонн.км.

4.4 Анализ чувствительности

Проведен анализ устойчивости проекта к изменению следующих факторов:

- Ставки прибыли;

- Объема перекачки нефти;

- Капитальные вложения;

- Эксплуатационные затраты;

- Тариф на перекачку нефти.

Были изучены последствия для NPV как при увеличении, так и при уменьшении значений одной из этих переменных до 20%, не меняя при этом значения остальных переменных. Последствия таких изменений представлены в Приложении - на рисунке.

Расчет анализа чувствительности проекта и экономическая модель денежных потоков по вариантам приведены в Приложении.

Как видно из графика, проект чувствителен к изменению капитальных затрат, тарифу трубопровода. Влияние изменения эксплуатационных затрат на NPV незначительно.

4.5 Выводы

По результатам экономического анализа можно сделать следующие выводы:

1. Основные экономические показатели проекта, это ВНП, денежные потоки и срок окупаемости проекта находятся в разумных пределах.

2. На первом этапе при объеме транспортировки - 10 млн.тн. вложенные средства не окупаются, только при увеличении объема транспортировки до 20 млн.тн кумулятивный денежный поток приобретает положительные значения.

3. Срок окупаемости находится в нормативных пределах и составляет 7 лет.

4. Проект чувствителен к изменению капитальных вложений и тарифу транспортировки нефти.

Основные технико-экономические показатели приведены в следующей таблице 11.

Таблица 11- Основные технико-экономические показатели нефтепровода Атасу-Алашанькоу

Наименование	1-этап	2-этап
Объем транспортировки, тыс.т	10000	20000
Тарифная выручка 1-го года эксплуатации, тыс.$	305692	303405
Общая численность работающих, чел:	203	235
в том числе рабочих, чел	125	155
Общая стоимость строительства, тыс.$	786360	38580
Удельные капитальные вложения, $/т	78.63	1.92
Тариф участка:
Единый тариф (тариф по первому году эксплуатации), $/т	31.64	15.17
Дисконтированный поток наличности (NPV) при едином тарифе (на весь горизонт расчета), тыс.$	603203
Внутренняя норма доходности (IRR) при едином тарифе (на весь горизонт расчета), %	18.1
Срок окупаемости при едином тарифе (на весь горизонт расчета), лет	7

5. Охрана труда

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов. Анализ риска аварийных ситуаций на участке нефтепроводной системы «Атасу - Алашанькоу»

По статистике, трубопроводный транспорт - самый надежный способ транспортировки нефти и газа. При нормальных условиях эксплуатации, объекты трубопроводного транспорта нефти не представляют опасности для населения. В тоже время, ежегодно в мире происходит около 1500 аварий на нефте- и газопроводах, 4% которых приводят к человеческим жертвам и значительному материальному ущербу. При относительной безопасности трубопроводного транспорта нефти, крупные аварии на нефтепроводах, могут иметь весьма значительные негативные последствия. Ущерб от подобных аварий исчисляется десятками миллионов долларов. Следовательно, основным источником опасности объектов трубопроводного транспорта нефти для населения и природной среды являются аварийные ситуации.

Количественная характеристика безопасности объектов трубопровода определяется на основе анализа риска аварийных ситуаций.

Риск аварийных ситуаций определяется как сочетание частоты (вероятности) аварии и ее последствий.

Вероятность аварийных ситуаций оценивается исходя из анализа статистических данных об аварийности магистральных нефтепроводов, перекачивающего и другого оборудования, а также резервуаров с учетом региональных коэффициентов и параметров оборудования.

Количественная характеристика последствий аварии, выражается в величине возможных людских потерь.

Величина возможных людских потерь определяется с учетом поражающих факторов и размеров зон поражения.

5.1.1 Идентификация опасностей

5.1.1.1 НПС

Аварийные ситуации на объектах магистрального трубопровода (НПС) возникают в результате действия различных факторов, отражающих особенности проектирования, строительства и эксплуатации, оборудования и трубопроводов в конкретных условиях окружающей природной и социальной среды. На основе статистических данных аварийности, выделено 10 групп факторов, влияющих на возникновение аварийных ситуаций. Для каждой группы факторов (опасностей) определены весовые коэффициенты, характеризующие вклад данной группы в общую статистику отказов.

Таблица 12 - Факторы аварийности

Наименование группы факторов	Доля группы, %
Внешние антропогенные воздействия	20.0
Подземная коррозия	2.0
Атмосферная коррозия	2.0
Внутренняя коррозия	20.0
Качество производства труб и оборудования	15.0
Качество строительно-монтажных работ	15.0
Качество и сроки испытаний	5.0
Конструктивно-технологические факторы	5.0
Природные воздействия	10.0
Эксплутационные факторы	6.0

Как видно из таблицы, опасности возникновения аварийных отказов связаны, в основном, с качеством изготовления и монтажа трубопровода и оборудования (30%), коррозионными процессами (24%), внешними (20%) и природными воздействиями (10%)

При авариях на НПС №9 в силу каких-либо из перечисленных выше причин, развитие аварийной ситуации может происходить по одному из двух наиболее вероятных сценариев:

- разлива нефти по поверхности земли (при разгерметизации оборудования и переливах в резервуарных парках), без воспламенения нефти;

- разлива нефти по поверхности земли, утечка или разгерметизация оборудования, сопровождающихся пожаром на поверхности разлива.

Развитие аварийной ситуации по первому сценарию, представляет опасность, главным образом, для природной среды. При этом непосредственная угроза жизни рабочего персонала невелика, поскольку пары нефти обладают малой токсичностью и не могут привести к летальным последствиям даже при формировании зон с высокой концентрацией паров углеводородов в месте аварии.

При развитии аварийной ситуации по второму сценарию, угроза жизни рабочего персонала возрастает в силу достаточно высокой токсичности продуктов горения нефти, поступающих в атмосферу, а также термического воздействия пожара.

5.1.1.2 Резервуарные парки, НПС

Причины аварийных ситуаций в резервуарных парках, НПС связаны, в основном, с разрушением (полным или частичным) резервуаров и пожарами в резервуарных парках, технологических насосных, печах подогрева нефти, а также разгерметизацией технологического оборудования (сальниковых уплотнений насосов, запорной арматуры, разгерметизации трубопроводов).

Вероятность разгерметизации технологического оборудования и разрушения резервуара формируется за счет действия различных факторов, включая механические и коррозионные повреждения, дефекты конструкции и монтажа, а также при активизации оползневых процессов, землетрясение, наводнение и другие стихийные бедствия.

Причины возникновения пожара обусловлены, как правило, образованием взрывоопасных концентраций паров углеводородов в резервуаре или обваловании и закрытых помещениях насосных станций, в печах подогрева при активизации источника воспламенения (инициирования) взрывоопасной смеси.

Источниками взрывоопасности являются:

- выделение паров углеводородов нефти в процессе больших и малых дыханий резервуаров;

- нерегламентированные утечки нефти из технологического оборудования и технологических трубопроводов;

- сброс подтоварной воды, загрязненной нефтью из резервуаров;

- утечки нефти из аварийных резервуаров и подводящих трубопроводов;

- разлив нефти при разрушении резервуаров.

Источники инициирования взрывоопасных смесей на отечественных объектах хранения нефти и нефтепродуктов приводятся в следующей таблице.

Таблица 13 - Источники инициирования взрывоопасных смесей

Источник	Распределение, %
Источники зажигания при подготовке и проведении ремонтных работ на резервуарах, трубопроводах и насосных станциях	23.5
Атмосферное электричество	9.2
Статическое электричество	9.7
Неисправность оборудования	11.7
Другие источники (поджог, самовозгорание, фрикционные искры, открытое пламя и т. д.)	45.9

Таким образом, основными источниками воспламенения паров углеводородов на объектах магистральных нефтепроводов являются ремонтные работы и другие источники, приводящие к образованию искр или открытого пламени.

5.1.2 Вероятность аварийных ситуаций

5.1.2.1 Аварии в резервуарных парках

В состав трубопроводной системы «Магистральный нефтепровод Атасу- Алашанькоу» входит НПС №9 с резервуарными парками.

По условиям технологии хранения и проведению сливных-наливных операций, а также учитывая большие объемы нефти хранящийся в резервуарах они являются наиболее опасным источником угрожающим жизни рабочего персонала и нанесения ущерба окружающей среде в случаях перелива, разлива при разгерметизации резервуарного оборудования и при возникновении пожара. Для аварий в резервуарных парках характерны следующие основные сценарии развития аварийных ситуаций:

СР1 - утечка нефти из поврежденного резервуара без пожара;

СР2 - пожар разлития - горение нефти и углеводородов, испаряющихся с поверхности разлива;

СР3 - взрыв газового облака, образованного смесью паров испарившихся углеводородов и воздуха, в пределах участка обвалования.

Обваловка резервуаров рассчитана на удержание разлитой нефти в количестве, эквивалентном объему одного резервуара. Благодаря принимаемым проектно-конструктивным решениям нефть не сможет распространиться за пределы резервуарного парка.

При развитии аварии по сценарию СР1, будут выделяться пары летучих органических соединений (ЛОС), которые могут оказать кратковременное воздействие на окружающую среду в непосредственной близости от объекта.

При воспламенении нефти, сопровождающимся пожаром (СР2), но без взрыва, выделяемое тепло приведет к повышению концентрации летучих органических соединений. Основная часть выделившихся ЛОС сгорит, но общее их количество будет больше по сравнению с предыдущим сценарием. Кроме того, опасность будут представлять большие концентрации продуктов горения нефти в атмосферном воздухе и высокие температуры в зоне пожара.

Выделяющиеся при разливе нефти ЛОС могут накопиться на территории резервуарного парка до взрывоопасной концентрации и случайно воспламениться от какого-либо местного источника пламени. В таком случае воздействие на окружающую среду примет форму ударного воздействия (волны сжатия), возникшего в результате взрыва.

С точки зрения угрозы жизни персонала, опасность представляют аварии сопровождающиеся пожарами и взрывами (СР2 и СР3).

5.1.2.2 Аварии технологического оборудования

Системы «Магистральный нефтепровод Атасу - Алашанькоу» включают НПС №9.

Комплекс технологического оборудования использованный для эксплуатации данных объектов включает в себя технологические трубопроводы, перекачивающие насосы, печи подогрева, дренажные емкости и другие виды оборудования.

Технологические процессы проходящие в них герметичны. В целях предотвращения утечек и возможности превышения рабочего давления устанавливается визуальный и дистанционный контроль. Производится регулярные плановые и предупредительные ремонты оборудования, своевременная тарировка предохранительных устройств.

При соблюдении всех необходимых требований правил техники безопасности, газовой безопасности и правил по эксплуатации оборудования возможность аварий технологического оборудования минимальна.

5.2 Защитные меры

5.2.1 Производственная санитария

5.2.1.1 Санитарно-гигиенические условия труда

В помещениях НПС № 9 с повышенным уровнем шума в случае, требующего присутствия обслуживающего персонала, проектом предусматривается операционное помещение с шумовой изоляцией или специальный режим работы с применением средств защиты органов слуха.

Обеспечить санитарно-гигиенический контроль за качеством питьевой воды, применение соответствующих мер в случае отклонения качества от стандартных требований.

Обслуживающий персонал укомплектовать средствами защиты. На время строительства и при режиме эксплуатации с наличием обслуживающего персонала должны быть установлены необходимые сооружения и средства охраны труда, медицинского и бытового обеспечения, отопления, канализации, освещения, вентиляции, кондиционирования воздуха.

Предприятия, должностные лица, работники обязаны обеспечивать содержание и эксплуатацию производственных и санитарно-бытовых помещений, рабочих мест, технологического оборудования в соответствии с санитарными нормами и гигиеническими нормативами.

Воздух производственных территорий и помещений должны соответствовать установленным нормативам. Контроль загазованности осуществляется в установленном на предприятии порядке.

Предприятия, должностные лица и работники обязаны обеспечивать сбор, переработку, обезвреживание и захоронение производственных и бытовых отходов и содержание территории в соответствии с санитарными правилами и нормами.

Рабочие, руководители, специалисты и служащие строительных организаций обеспечиваются спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты с учетом вида работы и степени риска.