«МОРСКОЙ УЧАСТОК ГАЗОПРОВОДА ЮЖНЫЙ ПОТОК (РОССИЙСКИЙ СЕКТОР) Проектная документация РАЗДЕЛ 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок Книга 1 Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) ...»

ООО «Питер Газ»

МОРСКОЙ УЧАСТОК ГАЗОПРОВОДА

«ЮЖНЫЙ ПОТОК» (РОССИЙСКИЙ СЕКТОР)

Проектная документация

РАЗДЕЛ 7

Мероприятия по охране окружающей среды

Часть 2

Береговой участок

Книга 1

Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС)

Текстовая часть

16/13/2013-П-ООС2.БУ1.1(1) Стр. 1-298 Москва 2013 ООО «Питер Газ»

МОРСКОЙ УЧАСТОК ГАЗОПРОВОДА

«ЮЖНЫЙ ПОТОК» (РОССИЙСКИЙ СЕКТОР)

Проектная документация РАЗДЕЛ Мероприятия по охране окружающей среды Часть Береговой участок Книга Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) Текстовая часть 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.1(1) Стр. 1- Заместитель генерального Д.А. Дашков директора по проектированию Руководитель проекта И.А. Прокопенко Главный инженер проекта А.В. Волков Москва 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Запись главного инженера проекта о соответствии проекта Проектная организация ООО «Питер Газ» заверяет, что проектная документация разработана в соответствии с заданием на проектирование, техническими регламентами, в том числе устанавливающими требования по обеспечению безопасной эксплуатации зданий, строений, сооружений и безопасного использования прилегающих к ним территорий, действующим законодательным, нормативным правовым актам Российской Федерации, нормативным техническим документам, в части не противоречащим Федеральному закону «О техническом регулировании» и Градостроительному кодексу Российской Федерации», специальным техническим условиям».

Главный инженер проекта А.В. Волков 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10- 0121S10-0728521S10-072850121S10- Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ

Бадюков И.Д. Начальник Управления экологии 08.04. Ермаков П.Н. Заместитель начальника Управления 08.04. Каштанова И.Е. Начальник отдела ОВОС Перовская М.Н. Начальник сектора отдела ОВОС Журавлев Е.А. Начальник сектора отдела ОВОС Чугунова Н.А. Начальник сектора отдела ОВОС Уваров О.А. Главный специалист отдела ОВОС Матико И.И. Главный специалист отдела ОВОС Егорочкина В.В. Главный специалист отдела ОВОС Гаевский Е. И. Главный специалист отдела ОВОС Быстров В.О. Главный специалист отдела ОВОС Кудимова А.А. Ведущий специалист отдела ОВОС Скрепнюк Е.А. Ведущий специалист отдела ОВОС Кадыров Д.Э. Ведущий специалист отдела ОВОС Пушкина П.Р. Ведущий специалист отдела ОВОС Шокина О.И. Начальник отдела ПЭМиК Толошная Е.А. Начальник сектора отдела ПЭМиК Романова Н.А. Начальник сектора отдела ПЭМиК Рендаков А.В. Главный специалист отдела ИЭИ Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

СОДЕРЖАНИЕ

1.3.1. Нулевой вариант – отказ от намечаемой деятельности 1.3.5. Альтернативы российского сектора газопровода «Южный поток» 1.4.1. Расположение трассы морского участка газопровода «Южный 1.5. Описание возможных видов воздействия на окружающую среду 1.6.2. Национальные правовые акты в области охраны окружающей среды и природопользования при строительстве морского участка газопровода «Южный поток» в пределах российского сектора 1.7. Выявленные при проведении оценки неопределенности в определении воздействий намечаемой хозяйственной и иной деятельности на

2. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ

3. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА АТМОСФЕРНЫЙ ВОЗДУХ

Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 3.1.7. Атмосферные условия, способствующие накоплению 3.1.8. Характеристика уровня загрязнения атмосферного воздуха в 3.4. Расчет платы за негативное воздействие на атмосферный воздух

4. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ

4.1.5. Опасные экзогенные геологические процессы и гидрологические 4.3. Мероприятия по снижению возможного негативного воздействия на 4.3.2. Мероприятия по предотвращению техногенного подтопления 4.3.3. Мероприятия по предотвращению линейной эрозии, 4.3.4. Мероприятия по предотвращению / минимизации загрязнения Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 5.1. Краткая характеристика поверхностных водных объектов 5.1.1. Общая характеристика гидрографической сети региона 5.1.2. Морфометрия и гидрологический режим водотоков, пересекаемых 5.3. Мероприятия по снижению возможного негативного воздействия на 5.4. Предложения по расчету нормативов допустимых сбросов 5.5. Расчет платы за негативное воздействие на водные объекты

6. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПОЧВЕННЫЙ ПОКРОВ И УСЛОВИЯ

6.1.1. Общая ландшафтная структура района строительства 6.2. Характеристика почвенного покрова и условий землепользования 6.3.1. Содержание органического углерода (гумусированность) 6.4. Воздействие на ландшафты, почвенный покров и условия 6.5. Мероприятия по охране почвенного покрова и земельных ресурсов Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

7. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА РАСТИТЕЛЬНЫЙ МИР

8. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЖИВОТНЫЙ МИР НАЗЕМНЫХ

8.1. Характеристика животного мира наземных экосистем 8.2. Воздействие на животный мир наземных экосистем 8.3. Мероприятия по охране животного мира наземных экосистем

9. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЖИВОТНЫЙ МИР ВОДНЫХ

9.1. Характеристика животного мира водных экосистем 9.2. Воздействие на животный мир водных экосистем 9.3. Мероприятия по охране животного мира водных экосистем Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

ОХРАНЯЕМЫХ ПРИРОДНЫХ ТЕРРИТОРИЙ

10.1. Характеристика особо охраняемых природных территорий и объектов 10.2. Воздействие на природные комплексы особо охраняемых природных 10.3. Мероприятия по охране природных комплексов особо охраняемых

11. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ ПРИ

ОБРАЩЕНИИ С ОТХОДАМИ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ

11.1. Характеристика объекта как источника образования отходов 11.1.1. Период строительства 11.1.2. Период эксплуатации 11.1.3. Период ликвидации 11.2. Расчет и обоснование объемов образования отходов 11.2.1. Период строительства 11.2.2. Период эксплуатации 11.3. Определение класса опасности отходов 11.4. Виды, физико-химическая характеристика и места образования отходов 11.5. Требования к местам временного накопления отходов 11.6. Мероприятия по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке и размещению отходов 11.6.1. Мероприятия по временному складированию отходов 11.6.2. Мероприятия по транспортировке отходов 11.7. Расчёт платы за размещение отходов

12. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

12.1. Фоновые значения физических параметров среды 12.1.1. Фоновые значения шумовых параметров среды 12.1.2. Фоновые значения электромагнитных параметров среды 12.1.3. Фоновые значения вибрационных параметров среды 12.2. Воздействие физических факторов 12.2.1. Период строительства 12.2.2. Период эксплуатации 12.2.3. Период ликвидации 12.3. Мероприятия по минимизации воздействия физических факторов на

13. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ

Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

УСЛОВИЯ РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА

13.1. Социально-экономические условия 13.1.1. Основные сведения о социально-экономических условиях 13.1.2. Демографическая ситуация 13.1.3. Занятость и доходы населения 13.1.4. Жилищная инфраструктура 13.1.5. Экономическая характеристика 13.1.6. Транспортная инфраструктура 13.1.9. Культурно-досуговый комплекс и туристическая 13.1.10. Характер землепользования 13.2. Санитарно-эпидемиологические и медико-биологические условия 13.2.1. Санитарно-эпидемиологические условия 13.3. Воздействие на социально-экономические условия 13.3.1. Период строительства 13.3.2. Период эксплуатации 13.4. Мероприятия по повышению социально-экономической эффективности положительных аспектов воздействия проекта на социальноэкономические условия

14. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ ПРИ

ВОЗНИКНОВЕНИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

14.1. Период строительства 14.1.1. Виды аварийных ситуаций 14.1.2. Оценка вероятности возникновения крупной аварии 14.1.3. Общие меры по предотвращению и ликвидации последствий 14.2. Период эксплуатации 14.2.1. Причины возникновения аварийных ситуаций 14.2.2. Определение типовых сценариев возможных аварий 14.2.3. Данные о размерах вероятных зон действия поражающих 14.2.4. Оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии 14.2.5. Влияние аварийных ситуаций на компоненты окружающей 14.2.6. Основные технические решения, направленные на уменьшение Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 14.3. Период ликвидации 14.4. Мероприятия по предупреждению возникновения аварийных ситуаций 14.4.1. Мероприятия по предупреждению возникновения аварийных 14.4.2. Мероприятия по предупреждению возникновения аварийных 14.4.3. Мероприятия по ликвидации последствий потенциальных

15. ПРОГРАММА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО

МОНИТОРИНГА И КОНТРОЛЯ

15.1. Мониторинг атмосферного воздуха 15.1.1. Период строительства 15.1.2. Период эксплуатации 15.2. Мониторинг физических воздействий 15.2.1. Период строительства 15.2.2. Период эксплуатации 15.3. Мониторинг поверхностных вод 15.3.1. Период строительства 15.3.2. Период эксплуатации 15.4. Мониторинг донных отложений 15.4.1. Период строительства 15.4.2. Период эксплуатации 15.5. Мониторинг воздействия на геологическую среду 15.5.1. Мониторинг опасных экзогенных процессов и 15.5.2. Мониторинг опасных эндогенных процессов 15.5.3. Мониторинг подземных вод 15.6. Мониторинг почвенного покрова 15.6.1. Период строительства 15.6.2. Период эксплуатации 15.7. Мониторинг растительного покрова 15.7.1. Период строительства 15.7.2. Период эксплуатации 15.8. Мониторинг воздействия на животный мир 15.8.1. Животный мир наземных экосистем 15.8.2. Животный мир водных экосистем 15.9. Мониторинг обращения с отходами 15.9.1. Период строительства Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 15.9.2. Период эксплуатации 15.10. Мониторинг воздействия на экосистемы особо охраняемых природных территорий (ООПТ) 15.11. Мониторинг в аварийных ситуациях 15.11.1. Период строительства 15.11.2. Период эксплуатации 15.12. Инспекционный экологический контроль 15.12.1. Общие положения 15.12.2. Цели, задачи и объекты инспекционного экологического 15.12.3. Основные методы, использующиеся при проведении ИЭК 15.12.4. Основной перечень природоохранной документации, 15.12.5. Перечень контролируемых проектных решений по охране ООС 15.12.6. Акты проверки соблюдения природоохранных требований 15.12.7. Периодические информационные отчеты 15.13. Сводный регламент объемов мониторинговых исследований

16. СВОДНАЯ ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Раздел 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

ВВЕДЕНИЕ

«Морской участок газопровода «Южный поток» (Российский сектор)» представляет собой морской участок трубопроводной системы «Южный поток», которая будет обеспечивать поставки природного газа из России в страны Центральной и Юговосточной Европы.

«Морской участок газопровода «Южный поток» (Российский сектор)» будет состоять из четырех близко расположенных параллельных линий трубопроводов диаметром 813 мм (32 дюйма) протяженностью примерно 230 км в пределах Исключительной Экономической Зоны России. Он будет проходить по дну Черного моря от российского побережья в районе Анапы, до границы с исключительной экономической зоной Турции (ИЭЗ).

Основанием для разработки Тома «Оценка воздействия на окружающую среду»

(ОВОС) данного проекта является Приложение №3 к договору № 210/12 от 25.07.2012 г в редакции дополнительного соглашения №1 от 02.11.2012 г. Задание на оказание услуг по разработке разделов проектной документации «Мероприятия по охране окружающей среды» и «Мероприятия по охране объектов культурного наследия» и услуг по проведению оценки воздействия на окружающую среду в рамках реализации проекта.

Проектировщик – ООО «Питер Газ».

Заказчик – ООО «Бранан Энвайронмент».

Заказчик-застройщик – South Stream Transport B.V.

Структура и содержание данной Книги «Оценка воздействия на окружающую среду» отвечает основным требованиям:

постановления Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № (гл. III) о составе проектной документации;

международных актов в области экологии и охраны окружающей среды;

природоохранного законодательства, действующего на территории Российской Федерации и ее субъектов;

нормативно-правовых и нормативно-методических документов по охране окружающей среды, природопользованию, промышленной и экологической положениями СНиП, инструкций, стандартов, ГОСТов;

корпоративных документов ОАО «Газпром» в области охраны окружающей среды.

В книге ОВОС представлены:

общие сведения о проектируемом объекте;

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. нормативно-правовое поле в области охраны окружающей среды и природопользования, требующее учета при разработке проектных решений проекта в части строительства и эксплуатации объекта;

рекомендации и мероприятия по ограничению или нейтрализации всех основных видов воздействий на окружающую среду с учетом современных достижений в этой области, использования ресурсосберегающих технологий, систем защиты окружающей среды и т.п.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1 Краткая информация о проекте Морской газопровод «Южный поток» представляет собой морской участок трубопроводной системы «Южный поток», которая будет обеспечивать поставки природного газа из России в страны Центральной и Юго-восточной Европы.

Морской газопровод «Южный поток» будет состоять из четырех близко расположенных параллельных линий трубопроводов диаметром 813 мм (32 дюйма) протяженностью примерно 930 км. Он будет проходить по дну Черного моря от российского побережья в районе Анапы, через исключительную экономическую зону Турции (ИЭЗ) до болгарского побережья рядом с Варной. В дополнение к морскому участку газопровод «Южный поток» также будет включать небольшие береговые участки (называемые участками берегового примыкания) в России и Болгарии, а также сооружения и оборудование участков берегового примыкания (см. Рисунок 1.1-1).

Рисунок 1.1-1 Морской трубопровод – Обзор трассы Условия строительства системы трубопроводов на морском участке осложнены следующими факторами:

Глубина моря вдоль трассы превышает 2200 м.

Большой диаметр трубопровода (Ду 813 мм).

Резкие перепады глубин на прибрежных участках.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Наличие участков распространения промысловых рыб и других морских биоресурсов.

Наличие сероводорода в морской воде.

Наличие районов интенсивного судоходства.

Наличие участков ведения рыбного промысла.

Наличие объектов и коммуникаций, принадлежащих или используемых Министерством Обороны (МО) РФ, Федеральной пограничной службой (ФПС) РФ.

Наличие ограничений природопользования в акватории (ООПТ, зоны санитарной охраны городов-курортов и т.д.).

Сейсмическая активность и сложные тектонические условия.

Наличие опасностей геологического происхождения (тектонические разломы, древние оползни и пр.).

Потенциально агрессивная/ коррозионная морская подводная среда.

Сухопутный участок газопровода «Южный поток» пройдет по территориям следующих стран Европы: Болгария, Сербия, Венгрия и Словения. Конечная точка газопровода - газоизмерительная станция Тарвизио в Италии. От основного маршрута будут построены отводы в Хорватию и Республику Сербскую (государственное образование на территории Боснии и Герцеговины).

При выходе на полную проектную мощность система газопровода обеспечит потребителям стран южной и центральной Европы поставку природного газа в размере млрд. кубометров в год.

Для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток» в необходимом объеме предполагается расширение газотранспортной системы на территории России:

строительство дополнительных 2506,2 км линейной части и 10 компрессорных станций общей мощностью 1516 МВт. Этот проект получил название «Расширение ЕСГ для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток» и будет реализован в два этапа до 2018 года.

Система газопроводов «Расширение ЕСГ для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток» позволит направить в регионы центральной и южной части России дополнительные объемы природного газа для развития промышленности, коммунального хозяйства, увеличения темпов газификации, а также обеспечит бесперебойную подачу газа в магистральный газопровод «Южный поток».

Проект реализуется на территории 8 субъектов РФ: Нижегородская, Пензенская, Саратовская, Волгоградская, Воронежская, Ростовская области, Республика Мордовия, Краснодарский край.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рисунок 1.1-2 Маршрут системы газопроводов «Расширение ЕСГ для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток»

Для планирования и строительства морского участка газопровода «Южный поток»

было создано международное совместное предприятие South Stream AG.

Компания South Stream AG строго придерживается политики защиты окружающей среды на стадиях планирования, строительства и эксплуатации трубопровода, а также во время вывода системы из эксплуатации в будущем. Поэтому внешние ограничения, накладываемые экологическими нормами, играли важную роль при выборе всей трассы трубопровода, и экологические изыскания значительно повлияли на составление окончательной топографической карты трассы.

Детальный технический проект учтёт ограничения, связанные с экологией Чёрного моря, и будет придерживаться тесного взаимодействия между техническим проектом и экологическими исследованиями. Поэтому компания South Stream AG сделает всё возможное для максимального снижения воздействия на окружающую среду при проектировании системы, а также во время строительства и эксплуатации трубопровода в будущем.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Ниже представлена общая информация о проекте, его участниках и заявителях, история и структура проекта, описание основных альтернатив, а также основные технические решения.

1.2 История и цели проекта, акционеры Проект «Южный поток» направлен на укрепление энергетической безопасности Европы. Новая газопроводная система, отвечающая самым современным экологическим и технологическим требованиям, значительно повысит безопасность энергоснабжения всего европейского континента. Предусматривается, что морской участок газопровода пройдет по дну Черного моря от точки пересечения береговой линии на Российском побережье в районе города-курорта Анапа до побережья Болгарии.

История проекта началась в ноябре 2006 года, когда ОАО «Газпром» и Eni подписали Соглашение о стратегическом партнерстве, в соответствии с которым ОАО «Газпром» получает возможность c 2007 года осуществлять прямые поставки российского газа на итальянский рынок. Объемы поставок будут поэтапно увеличиваться до 3 млрд. куб. м в год к 2010 году. В соответствии с соглашением действующие контракты на поставку российского газа в Италию продлены до 2035 года.

23 июня 2007 года ОАО «Газпром» и Eni подписали Меморандум о взаимопонимании по реализации проекта «Южный поток». Меморандум определяет направления сотрудничества двух компаний в области проектирования, финансирования, строительства и управления «Южным потоком».

6 сентября 2007 года в ОАО «Газпром» создан Координационный комитет по проекту «Южный поток».

22 ноября 2007 года ОАО «Газпром» и Eni подписали Дополнение к меморандуму о взаимопонимании по реализации проекта «Южный поток».

18 января 2008 года в Швейцарии была зарегистрирована компания специального назначения South Stream AG. Учредителями компании на паритетной основе выступили ОАО «Газпром» и Eni.

18 января 2008 года Россия и Болгария подписали межправительственное соглашение об участии Болгарии в проекте «Южный поток».

25 января 2008 года Россией и Сербией было подписано комплексное межправительственное соглашение по проекту «Южный поток» и проекту подземного хранилища газа (ПХГ) «Банатский Двор».

25 февраля 2008 года ОАО «Газпромом» и сербской компанией ГП «Сербиягаз»

подписано Соглашение о сотрудничестве по реализации проекта строительства газопровода для транзита природного газа через территорию Сербии.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 28 февраля 2008 года Россия и Венгрия подписали межправительственное соглашение, предусматривающее присоединение Венгрии к проекту газотранспортной системы «Южный поток».

29 апреля 2008 года Россия и Греция подписали соглашение о строительстве газопровода «Южный поток» на территории Греции.

29 мая 2008 года получено заключение экспертизы ОАО «Газпром» о целесообразности перехода проекта на стадию обоснования инвестиций. По результатам обоснования инвестиций будет принято решение о переходе на инвестиционную стадию проекта.

24 декабря 2008 года ОАО «Газпром» и ГП «Сербиягаз» подписали Основные условия базового соглашения о сотрудничестве по строительству газопровода «Южный поток» и транзиту природного газа по территории Сербии, а также Меморандум о взаимопонимании по сотрудничеству в области хранения газа в рамках проекта «Банатский Двор».

10 марта 2009 года ОАО «Газпром» и Венгерский банк развития (MFB) подписали Базовое соглашение о сотрудничестве в рамках реализации проекта «Южный поток».

13 ноября 2009 г. распоряжением Правительства Российской Федерации №2 1715-р утверждена Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, в соответствии с которой строительство проектируемого газопровода «Южный поток» является важнейшим стратегическим инфраструктурным проектом в сфере энергетики.

27 января 2010 г. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 963 было утверждено положительное заключение государственной экологической экспертизы на Технико-экономическое обоснование проекта морского участка газопровода «Южный поток» (стадия обоснования инвестиций) с рекомендацией к дальнейшему проектированию.

В сентябре 2011 года было подписано Соглашение акционеров морского участка проекта «Южный поток». В соответствии с документом немецкая компания Wintershall Holding (дочерняя компания BASF SE) и французская EDF получили по 15-процентной доле участия в морском участке проекта «Южный поток» за счет сокращения доли Eni на 30%. В результате доли в морском участке проекта «Южный поток» распределились следующим образом: ОАО «Газпром» — 50%, Eni — 20%, Wintershall Holding и EDF — по 15%.

В период с 29 октября по 15 ноября 2012 года были приняты окончательные инвестиционные решения по проекту на территории Сербии, Венгрии, Словении, Болгарии.

14 ноября 2012 года на заседании Совета директоров компании South Stream Transport принято окончательное инвестиционное решение по морской части проекта Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. «Южный поток». На заседании была также утверждена регистрация компании South Stream Transport AG в г. Амстердам (Нидерланды).

На территории стран южной и центральной Европы были учреждены совместные компании для реализации проекта «Южный поток» (Рис. 1.2-1):

в Болгарии — South Stream Bulgaria AD (по 50% у «Газпрома» и «Болгарского энергетического холдинга» ЕАД);

в Сербии — South Stream Serbia AG (доля «Газпрома» — 51%, ГП «Сербиягаз» — в Венгрии — South Stream Hungary Zrt. (по 50% у «Газпрома» и MFB (в 2012 году партнером стала компания MVM Zrt.));

в Словении — South Stream Slovenia LLC (по 50% у «Газпрома» и Plinovodi d.o.o.);

в Австрии — South Stream Austria Gmbh (по 50% у «Газпрома» и OMV);

в Греции — South Stream Greece S.A. (по 50% у «Газпрома» и DESFA).

Рисунок 1.2-1 Совместные компании для реализации проекта «Южный поток»

1.3 Описание и анализ основных альтернатив На предварительных этапах разработки проекта «Южный поток» и ранних стадиях ОВОС были рассмотрены следующие альтернативные варианты и подварианты проектных решений строительства трассы газопровода.

1.3.1 Нулевой вариант – отказ от намечаемой деятельности В средне- и долгосрочной перспективе потребление газа в ЕС будет возрастать. К 2020-2025 годам Европе дополнительно понадобится около 200 млрд. куб. м газа в год.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Страны, которые ранее не потребляли газ в больших объемах для промышленных нужд, скорее всего, будут ориентировать свои экономики на его использование, так как уголь, мазут и атомная энергетика существенно уступают газу по экологичности.

Кроме того, после аварии на АЭС «Фукусима» в Японии ряд стран Евросоюза приняли решение отказаться от использования атомной энергии. 6 июня 2011 года на экстренном заседании правительство Германии утвердило предложенное ранее партиями правящей коалиции решение о закрытии всех АЭС страны до 2022 года. Таким образом, уже через 10 лет страна с крупнейшей в Европе экономикой станет полностью безъядерной. Планируется, что развитие энергетики страны должно происходить в первую очередь за счет возобновляемых источников энергии, а также электростанций на природном газе. Такой же точки зрения придерживаются правительства Бельгии, Швейцарии, Италии, Великобритании и ряда других стран ЕС.

Сейчас природный газ занимает 23% в энергобалансе Европейского Сообщества, АЭС - 28%, еще 19% электричества вырабатывается с использованием возобновляемых источников. В случае серьезного снижения генерации электроэнергии на АЭС недостающие объемы будут компенсированы использованием минерального топлива и возобновляемых источников энергии – ветроэнергетики и солнечной энергетики (расширение выработки электроэнергии на ГЭС в Европе имеет серьезные ограничения).

Выбор между газом и углем (мазутом) для ЕС, флагмана борьбы с глобальным потеплением, очевиден. Возобновляемые источники же очень дороги: по оценке директора по энергетике PwC Ронана О'Ригана, строительство 1 ГВт ветряной генерации обойдется Германии в 3 млрд. евро против 800 млн. евро за 1 ГВт газовой генерации. При этом вследствие сезонной и неравномерной выработки электроэнергии возобновляемыми источниками потребуется большой объем минеральных ресурсов в качестве резервного топлива на ветряных и солнечных станциях.

Отказ от проекта строительства морского участка газопровода «Южный поток», неизбежно связан с возникновением серьезной угрозы энергобезопасности ЕС:

Морской участок газопровода «Южный поток» является неотъемлемой составляющей приоритетных проектов, направленных на обеспечение поставок Морской участок газопровода «Южный поток» свяжет ЕС с крупнейшими в мире разведанными запасами природного газа;

Морской участок газопровода «Южный поток» – это наиболее приемлемый способ транспортировки природного газа в ЕС с экологической точки зрения.

По сравнению с другими проектами транспортировки газа в ЕС, морской участок газопровода «Южный поток» уже находится на этапе технического проектирования и планирования. Он может быть завершен и пущен в эксплуатацию в сроки, Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. обеспечивающие удовлетворение растущего спроса в ЕС на газ. Таким образом, морской участок газопровода «Южный поток» имеет огромное значение для удовлетворения потребности ЕС в газе, которая, как упоминалось выше, в последующие годы будет существенно расти.

Можно предположить, что отказ от строительства газопровода будет иметь также и отрицательные социально-экономические последствия: увеличение доли использования нефти, СПГ и возобновляемых источников энергии приведет к дальнейшему росту цен на электроэнергию и энергоносители (с соответствующими потерями для национальных экономик всех стран-импортеров), а так же на товары и услуги, увеличению экономической и, как следствие, политической зависимости европейских стран от стран экспортеров нефти и СПГ, прежде всего – стран Ближнего Востока.

При отказе от строительства газопровода не будет наблюдаться никаких прямых воздействий на окружающую среду. Состояние окружающей среды останется неизменным по сравнению с современным. Вместе с тем, можно предположить, что отказ от намечаемой деятельности будет иметь косвенные экологические последствия для Западной Европы, т.к. прогнозируемый дефицит поставок газа неизбежно приведет к адекватному росту потребления нефти и угля. Следует учесть, что сжигание нефтепродуктов и угля сопровождается значительно большими эмиссиями загрязняющих веществ в атмосферу по сравнению со сжиганием природного газа, а добыча, транспортировка и хранение нефти и нефтепродуктов чреваты угрозами их разливов и соответствующих негативных последствий для наземных и водных экосистем. К тому же аварии, связанные с энергетикой, основанной на использовании нефтепродуктов, на одиндва порядка опаснее для жизни и здоровья человека, чем аварии, связанные с транспортировкой и использованием природного газа. Поэтому отказ от намечаемой деятельности в реальности будет иметь негативный эффект для природной среды и населения Европы, хотя оценить количественно его масштабы трудно.

1.3.2 Танкерные перевозки сжиженного природного газа Альтернативой газопроводному транспорту природного газа является перевозка сжиженного природного газа (СПГ), популярность которого в последние десятилетия во всем мире растет. Несомненным плюсом танкерного транспортировки СПГ является возможность накопления значительных резервов природного газа в относительно компактных емкостях (как в странах-импортерах, так и странах-экспортерах газа), возможность диверсификации поставок газа, гибкого маневрирования экспортноимпортными потоками в зависимости от конъюнктуры рынка.

С другой стороны, танкерные перевозки СПГ значительно дороже газопроводного транспорта природного газа, требуют высоких начальных инвестиций: необходимость закупки танкеров, их обслуживания, строительство завода по сжижению природного газа Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. и терминала по приему СПГ. Кроме того, предприятия по сжижению газа и танкеры газовозы представляют собой опасные производственные объекты, риск аварий танкеров выше, а последствия для человека и окружающей среды масштабнее, чем при авариях на газопроводах. По сравнению с морским газопроводом, транспортировка СПГ характеризуется существенно меньшей энергоэффективностью и более высокими объемами выбросов углерода. Сложный процесс производства СПГ включает в себя сжижение газа под высоким давлением в пункте отправки, использование специальных транспортных средств и последующую регазификацию. Все этапы процесса связаны со значительными потерями энергии и выбросами углерода. Замена планируемой перекачки по газопроводу «Южный поток» танкерными перевозками СПГ означает примерно 600рейсов туда и обратно в год. При этом серьезно пострадает акватория Черного моря, если учесть, что помимо увеличения выбросов углерода будет наблюдаться шумовое и другие виды воздействий на все компоненты окружающей природной среды. Кроме того, эксплуатация завода по сжижению природного газа и портового комплекса по отгрузке СПГ в курортной зоне черноморского побережья окажет негативное влияние на рекреационные ресурсы территории.

1.3.3 Сухопутный газопровод Различные варианты прокладки газопровода в страны центральной и южной Европы через территории Украины также рассматривались в прошлые годы. К положительным сторонам сухопутного газопровода являются меньшая стоимость технического обслуживания и лучшая ремонтопригодность. Однако, независимо от конкретных маршрутов, все наземные варианты имеют ряд негативных последствий:

приводят к увеличению цены газа для потребителя из-за необходимости платить за транзит странам, по чьим территориям проложен газопровод;

требуют отчуждения земель, в т.ч. сельскохозяйственных и лесных;

пересекают многочисленные в Европе объекты инфраструктуры (автодороги, железные дороги, трубопроводы, линии связи, линии электропередач и пр.), что создает как дополнительные трудности в проектировании и строительстве, так и повышает риск аварий;

пересекают многочисленные водные преграды – реки, тем самым повышается риск загрязнения при строительстве не только самого моря, но и рек его бассейна;

пересекают густонаселенные районы, что определяет особую тяжесть последствий в случае аварий с возгоранием газа (в случае пожара и взрыва);

проходят вблизи границ особо охраняемых природных территорий;

плохо защищены от несанкционированного доступа к ним.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Таким образом, негативные экологические и экономические эффекты от наземной прокладки газопровода, вероятно, перевешивают позитивные и заставляют отдать предпочтение морскому варианту газопровода.

1.3.4 Морские варианты газопровода С экономической точки зрения морские газопроводы дороже при строительстве, однако, цена газа для потребителя оказывается ниже, чем при сухопутной транспортировке, из-за отсутствия расходов на оплату транзита газа. В случае аварий на морских газопроводах риск для жизни и здоровья людей невелик, особенно если выходы газопровода на сушу расположены в малонаселенной местности или защищены от доступа посторонних лиц.

При выборе альтернативных вариантов трассы морского участка газопровода «Южный поток» учитывались границы и режимы:

особо охраняемых природных территорий национального и международного уровней и их охранных зон;

зон ограниченного режима природопользования, ценных и уязвимых территорий и существующих кабелей и газопроводов;

основных судоходных путей;

военных полигонов, минных полей, мест возможного затопления взрывоопасных Выбор предпочтительной подводной трассы между несколькими береговыми пунктами был основан на исследовании ряда критериев выбора, основными из которых были следующие:

сокращение до минимума общей протяженности трассы. В общем случае это позволит минимизировать срок постоянной загрузки морского дна и снизит стоимость монтажных и эксплуатационных расходов. Кроме того, это позволит достичь максимальных общих проектных показателей системы газопровода;

обход особо важных участков. Это охранные районы природных заповедников, участки с чувствительной флорой и фауной, территории культурного наследия и обход участков, где могут производиться другие морские операции и которые могут конфликтовать с монтажом и эксплуатацией газопроводов. Это участки рыбного промысла, зоны военных маневров или определенные рекомендованные пути или якорные стоянки судов;

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. обход участков с несоответствующими условиями морского дна и/или батиметрическими данными. Такие участки могут нарушить стабильность газопроводов, а также повысить необходимость выемки траншей и/или поддержки газопроводов с помощью каменной наброски или обваловки;

максимально соблюдать трассы существующих кабелей или газопроводов.

В соответствии с принятыми техническими решениями в материалах ОВОС на предпроектных стадиях были рассмотрены два основных альтернативных варианта трассы морского газопровода в российских водах: с выходом на берег в районе пос. АрхипоОсиповки (около существующей КС «Береговая» у пос. Джубга) и в районе пос.

Варваровка возле г. Анапа (Рис.1.3-1).

Рисунок 1.3-1 Схема вариантов 1 и 2 трассы морского подводного газопровода 1.3.5 Альтернативы российского сектора газопровода «Южный поток»

Строительство берегового участка газопровода на этапе обоснования инвестиций рассматривалось в двух вариантах:

Вариант «Анапа» (Рис. 1.3-2, а) - выход у г-к Анапа, рекомендуемым способом прокладки является устройство микротоннеля, и далее укладка газопровода в траншею протяженностью до 200 м, 4 нитки;

Вариант «Архипо-Осиповка» (Рис. 1.3-2, б) - выход у г-к Геленджик, предполагает траншейный метод укладки газопровода параллельно существующему газопроводу «Голубой Поток» на расстоянии 300 м друг от друга. Протяженность газопровода от береговой линии до КС «Береговая» - 1 км, 4 нитки.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рисунок 1.3-2 Альтернативы трассы газопровода: вариант «Анапа» (а), вариант «АрхипоОсиповка» (б) Разница двух вариантов прокладки участка берегового примыкания морского газопровода «Южный поток» состоит в том, что в местах пересечения береговой линии в двух разных вариантах необходимо выполнить различные работы по укладке газопровода, включая подготовку площадки, сооружение опор и оснований, укладку труб и засыпку газопровода.

Пересечение газопровода в месте выхода на берег в районе п. Архипо-Осиповка будет осуществляться траншейным способом. Для пересечения береговой линии в районе г. Анапа, будет проведено направленное бурение (микротоннелирование).

Из представленных вариантов трассы морского газопровода по показателям экономической эффективности, экологической безопасности и возможности обхода участков, которые могут конфликтовать с монтажом, эксплуатацией газопроводов и другими видами природопользования (зоны военных интересов), был выбран и одобрен вариант «Анапа – ИЭЗ Турции – Варна».

1.4 Обзор технических решений Детальное описание конструкции газопровода, методов строительства, ввода в эксплуатацию, особенности эксплуатации, методы вывода из эксплуатации и демонтажа приведены в Томе «Общая пояснительная записка». Ниже дано краткое описание применяемых материалов, технологий, конструкций.

Максимальная производительность всех четырех ниток газопровода составит 63 млрд. куб. м в год, что соответствует 15,75 млрд. куб. м в год по каждой нитке.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Протяженность газопровода составляет около 230 км, из них примерно 3,2 км трубопровода пролегают по суше, 225 км – в российской ИЭЗ, в том числе 50 км — в российских территориальных водах (см. Рис. 1.4-1).

Рисунок 1.4-1 Морской газопровод «Южный поток» – Российский участок Большая часть строительных работ будет проходить в море. Глубоководная укладка труб и строительство на участке берегового примыкания начнется в 2014 году и будет продолжаться до 2017 года. Поскольку отдельные нитки газопровода будут сооружаться последовательно (а не все сразу), первый газ будет пущен уже в 2015 г.

К капитальным сооружениям российского участка газопровода будут относиться четыре нитки газопровода протяженностью 230 км и объекты на участке берегового примыкания. К объектам на участке берегового примыкания будет относиться оборудование для проведения технологических замеров, станции аварийных клапанов и площадка размещения диагностических и очистных устройств (ДОУ), а также подъездная автомобильная дорога к площадке ДОУ.

Проектная продолжительность эксплуатации газопровода составляет не менее 50 лет.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 1.4.1 Расположение трассы морского участка газопровода «Южный поток»

Началом берегового участка морского газопровода «Южный поток» и границей проектирования ООО «Питер Газ» является выходные швы четырех изолирующих вставок. Заканчивается береговой участок выходным котлованом микротоннеля на глубине 23 м. Протяженность линейной части по каждой нитке составляет около 2 км, участка микротоннелирования – 1,4 км.

В состав берегового участка входят:

технологическая часть (площадка размещения диагностических и очистных устройств (ДОУ), станции аварийных клапанов, клапаны обслуживания, система электрооборудования и КИП);

линейная часть (4 нитки протяженностью около 2-х км, уложенные в траншеи);

участок микротоннеля (от входного участка в микротоннель до точек выхода на морское дно, длиной 1,4 км).

Граница проектирования начинается от площадки размещения диагностических и очистных устройств. В состав площадки входят 4 камеры запуска ДОУ, запорная арматура, обвязочные трубопроводы с соединительными деталями и электроизолирующие вставки, предназначенные для разделения электрохимической защиты площадки ДОУ и линейной части. Все оборудование и трубопроводы на площадке узла запуска располагаются надземно на опорах. Далее в сторону моря (по ходу газа), магистральный трубопровод опускается в землю и заглубляется до проектной отметки 1,7 м до верхней образующей трубы.

Состав береговых объектов, а также схема берегового участка представлены на рисунках 1.4-1, 1.4-2 и в таблице 1.4-1.

Таблица 1.4-1 Состав объектов участка берегового примыкания № (по Площадка строительства берегового 6 складирования материалов Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. № (по 9 Площадка подготовки плетей Площадка диагностических Рисунок 1.4-2 Схема участка берегового примыкания По условиям безопасности строительства и эксплуатации четырёхниточного газопровода с рабочим давлением 28,33 МПа расстояние между нитками принято 19 м.

Общая ширина отвода земель при проведении строительно-монтажных работ составит 120 м.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Переход береговой линии в российском секторе Чёрного моря в районе г-к Анапа предусматривается методом микротоннелирования. Схема и профиль перехода представлены на рис. 1.4-3. Расстояние между точками входа в микротоннель на береговом участке принято 26 м, между точками выхода на морском участке – 50 м.

Рисунок 1.4-3 Профиль и трасса микротоннеля 1.4.2 Конструктивные особенности газопровода Береговой участок российского сектора морского участка газопровода «Южный поток» состоит из четырёх параллельных трубопроводов из стальных труб.

Расчётный ресурс трубопроводов составляет 50 лет эксплуатации.

Основные характеристики трубопроводов берегового участка представлены в Таблице 1.4-2.

Таблица 1.4-2 Основные технические параметры трубопровода берегового участка микротоннелирования Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рабочая температура компрессора) - минимальная (требование участка берегового примыкания) Наружный диаметр трубопровода Наружное изоляционное покрытие: - Заводское. Полипропилен 4,5 мм трубопроводов Антикоррозионная защита. При подземной прокладке трубопровода защита газопровода от почвенной коррозии осуществляется комплексно при помощи заводского защитного покрытия трубопровода, а так же средствами электрохимической защиты.

При строительстве линейной части берегового участка газопровода применяются трубы с наружным трёхслойным полипропиленовым покрытием толщиной 4,5 мм, нанесенным в заводских условиях. Для изоляции зоны сварных стыков трубопровода выбрано покрытие из литого полипропилена, наносимое поверх слоя наплавленного эпоксидного покрытия толщиной не менее 5 мм.

На береговом участке трубопровода в дополнение к наружному противокоррозионному покрытию предусматривается система катодной защиты внешним током (КЗВТ). В качестве альтернативы в проекте системы КЗ наземного участка рассматривается применение протекторных анодов.

Электрохимическая защита проектируемого трубопровода от почвенной коррозии будет осуществляться со станции катодной защиты (СКЗ), расположенной на площадке узла запуска ДОУ.

Для электрического разъединения антикоррозионной защиты надземного и подземного участков, предусмотрены вставки электроизолирующие (ВЭИ) соответствующие требованиям DNV-OS-F101.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Для осуществления запуска очистных, калибровочных, разделительных устройств, диагностических снарядов на береговом участке предусмотрен узел запуска средств очистки и диагностики (ДОУ).

На узлах запуска предусматривается применение стационарных камер запуска. Для узла запуска средств очистки и диагностики (ДОУ) на российском береговом участке требуется четыре камеры запуска ДОУ. Конструктивно камера приема состоит из четырёх бесшовных цилиндрических емкостей разного диаметра, соединенных между собой эксцентрическим переходом. В состав камеры также входят манометры, сигнализатор прохождения ДОУ, патрубки для соединения обвязочных трубопроводов.

Проектом предусматривается надземная прокладка газопроводов и запорной арматуры узлов запуска ДОУ высотой около 1 м от поверхности земли до оси трубы.

Концевые участки газопровода после камер уходят под землю естественным изгибом и заглубляются до уровня 1,7 м до верхней образующей трубопровода.

В состав узла запуска ДОУ входят:

обвязочные и магистральные трубопроводы;

запорная арматура, обеспечивающая прохождение и регулировку скорости соединительные детали штампосварные и штампованные (тройники, отводы, переходы, днища и заглушки);

датчики давления и температуры и сигнальные устройства прохождения ДОУ;

электроизолирующие вставки.

Диспетчерский пункт управления кранами камеры запуска будет предусмотрен на самой площадке ДОУ. Управление операцией запуска очистных устройств будет проводиться также непосредственно на площадке.

1.4.3 Методы производства строительных работ 1.4.3.1 Участок траншейной укладки газопровода До начала строительных работ производится лесорасчистка на площади 7,3 га, прокладывается единый трелёвочный путь и проезд вдоль трассы до площадки складирования. Последовательно выполняется один из видов работ:

разделка древесины и вывоз на склад;

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. корчёвка пней, срезка кустарника и мелколесья бульдозером;

на захватке, ближайшей к подъездной дороге к трассе, организуется раздельное складирование деловой древесины, пней, порубочных остатков, подлежащих В подготовительный период планируется также обустройство подъездных дорог общей длиной 3 км. Общий объём разрабатываемого грунта при обустройстве дорог ориентировочно составляет 7000 м.

Земляные работы по укладке 4-х ниток газопровода включают в себя комплекс работ:

разработка траншеи одноковшовым экскаватором;

обратная засыпка траншеи бульдозером грунтом из отвала не менее 1,7 метра над верхней образующей трубы.

Ширина траншеи по дну принимается 1,5 метра, ширина по верхней образующей траншеи - 6,9 м. Общая глубина траншеи составляет 2,7 м. Объём грунта при разработке 4-х траншей ориентировочно составляет 130 000 м. Обратная засыпка траншеи выполняется бульдозером с поворотным отвалом.

На сейсмоопасном участке (длиной 200 м) 4 нитки будут уложены в одну траншею шириной по дну 58 м. Для дополнительной сейсмостойкости засыпка траншеи на данном участке будет производиться привозным песчаным грунтом.

Для сборки стыков на бровке траншеи следует применять внутренние гидравлические или пневматические центраторы. Применение наружных центраторов допускается при выполнении специальных сварочных работ (сварка захлестов, разнотолщинных соединений труб, соединений «труба – деталь» и «труба - запорная арматура»). Для выполнения сварки стыка в траншее подготавливается приямок, обеспечивающий беспрепятственные работы по сварке, изоляции и контролю сварного соединения. Укладка труб производится с помощью мягких полотенец, захватные приспособления трубоукладчиков и стрелы обрезиниваются (Рис. 1.4-4).

Рисунок 1.4-4 Типичная трубоукладочная установка Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. В процессе монтажа трубопровода все сварные стыки должны быть подвергнуты 100 % визуальному и 100 % радиографическому и выборочному ультразвуковому контролю (25 %).

Общая схема укладки трубопровода представлена на рисунке 1.4-5.

Рисунок 1.4-5 Схема укладки газопровода Потребность в машинах и механизмах по каждому виду выполняемых строительных работ представлена в таблице 1.4-3.

Таблица 1.4-3 Потребность в машинах и механизмах по каждому виду строительных работ Этапы строительных Перечень строительных Мощность, Количество, Подговительные Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Этапы строительных Перечень строительных Мощность, Количество, Обратная траншеи, Привоз сотрудников Легковой автомобиль УАЗ-2202 51.1 1.4.3.2 Участок микротоннелирования Пересечение береговой линии в районе г-к Анапа планируется осуществить методом микротоннелирования. Длина каждого участка микротоннелирования составляет около 1,4 км.

Технология микротоннелирования (МКТН) - это современная технология выполнения работ по прокладке трубопроводов в различных условиях. Эта технология, в отличие от традиционного ведения работ открытым способом, не требует вскрытия поверхности по всей трассе прокладки трубопровода, что позволяет свести к минимуму воздействие на окружающую среду и нарушения в работе транспорта и систем жизнеобеспечения. Схематично процесс микротоннелирования представлен на рисунке 1.4-6.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рисунок 1.4-6 Схема процесса микротоннелирования 1-стартовый котлован; 2-силовые цилиндры; 3-упорная стена; 4-стартовая стена;

5-горнопроходческий щит; 6 - магистраль подачи раствора; 7-магистраль отбора раствора; 8- промежуточная домкратная секция; 9-железобетонная секция; 10кабина управления; 11-блок очистки промывочной жидкости.

Подготовительный период В подготовительный период обустраивается площадка стартового котлована и вспомогательного технологического оборудования.

На площадке размещается следующее оборудование и сооружения:

установки по приготовлению и регенерации бурового раствора;

электростанции;

стартовый котлован;

склады бентонита, цемента, тюбингов, пиломатериалов и металлопроката;

бытовые помещения (вагончики, прорабская, столовая);

осветительные мачты с прожекторами;

площадка для стоянки автотранспорта;

амбары для воды и выбуренной породы.

Принципиальная схема обустройства монтажной площадки показана на Рис.1.4-7.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Участок очистки Участок очистки Рисунок 1.4-7 Принципиальная схема обустройства монтажной площадки Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. В подготовительный период оборудуется также площадка для сварки рабочего трубопровода, испытания, контроля и изоляции стыков, подготовки трубопровода к протаскиванию.

Принципиальная схема стартового котлована представлена на Рис.1.4-8.

Рисунок 1.4-8 Схема стартового котлована Ниже приводится методика проведения работ методом микротоннелирования.

Сущность технологии микротоннелирования состоит в том, что проходка в грунте осуществляется проходческой машиной — щитом (рис.1.4-9), поступательное движение которого обеспечивает мощная домкратная станция, установленная в шахте на глубине около 7-9 м, соответствующей требуемой глубине прокладки трубопровода. Усилие домкратной станции передаётся проходческому щиту через став железобетонных труб, который наращивается по мере продвижения щита.

Проектом предусматривается, что внешний диаметр врубовой головки тоннелепроходческой машины, включая верхний вруб, должен составлять порядка 2,5 метров.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рисунок 1.4-9 Землепроходческий щит В стартовой шахте (диаметром 12 м) устанавливается мощная домкратная станция (рис. 1.4-10 б), на которую помещается проходческий щит. С помощью домкратов осуществляется проходка щита в грунте на длину, соответствующую длине применяемых труб продавливания, после чего на домкратную станцию помещается последующая труба и процесс повторяется.

Рисунок 1.4-10 Стартовая шахта (а) и положение домкратной станции в шахте (б) Расстояние между нитками газопровода на участке входных отверстий в микротоннели составляет 26 м (рис. 1.4-7).

Разработка породы при проходке ведётся режущим колесом проходческой машины.

Разработанный грунт смешивается с ранее приготовленным буровым раствором, который по соединительным линиям подаётся питающим насосом в зону режущего колеса.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Полученная взвесь транспортным насосом подаётся в отстойник, установленный на монтажной площадке.

В отстойнике происходит осадка грунта, после чего вода снова используется в технологическом процессе, а осаженный грунт вывозится. Схема установки для разделения грунта показана на рисунке 1.4-10.

Рисунок 1.4-10 Схема установки для разделения грунта Суммарное количество воды необходимое для приготовления бентонитового раствора при МКТН, а также промывки представлено в таблице 1.4-4. Для поддержания необходимого запаса на площадке обустраиваются 2 накопительных амбара для воды объемом по 1000 м каждый (Рис. 1.4-7).

Таблица 1.4-4 Таблица водопотребления цементно-бентонитовой промывочной жидкости при Поэтапное наращивание става труб обеспечивает дальнейшую проходку щита до участка выходного отверстия микротоннеля, расположенного на морском участке на глубине 23 м. После этого щит демонтируется обратно на береговой участок, а став труб остаётся в земле. Весь процесс проходки происходит под управлением, осуществляемым Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. из контейнера управления, который установлен на поверхности и оснащён электронной техникой.

Точность проходки обеспечивается применением лазера. Став труб, оставшийся в земле после демонтажа комплекса, является готовым футляром для прокладки газопровода. После протаскивания трубопровода пространство между тоннелем и газопроводом подлежит заливке бетонной смесью.

Потребность в основных строительных машинах, механизмах и оборудовании на работы по сварке, испытанию и протаскиванию трубопровода предоставлена в Таблице 1.4-5.

Таблица 1.4-5 Потребность в оборудовании при монтаже дюкера 8 Трубоукладчик (в т. ч. аварийный резерв) Komatsu D155С-1 Потребность в технике на работы по МКТН предоставлена в Таблице 1.4-6.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Таблица 1.4-6 Перечень типового оборудования необходимого для выполнения работ по МКТН 1 Тоннелепроходческая Внеш. диам. 2525мм / Вн.

осушаителем смазочного агента 7 Автоматический цементного раствора 12 Сепарационные емкости вода/раствор вода/раствор вода/раствор Генераторы и емкости 18 Вспомогательный 4,2 м x 1,4 м x 2,2 м / 4,5 250 кВА, 200кВт, 19 Емкости с двойной стенкой и контролем Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. утечек 9000л 20 Емкости с двойной стенкой и контролем утечек 3000 л для дизельного топлива Краны и экскаваторы 22 Передвижной транспортировки тяжелого оборудования Оборудование строительства шахты 25 Установка забивки грунтовых условий 26 Установка забивки грунтовых условий 27 Установка анкеровки раствора Оборудование для протягивания трубопровода 29 Буровая лебедка для процесса протягивания 30 Ролики и разделители протягивания Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 1.4.3.3 Переходы через водные объекты На береговом участке морского газопровода «Южный поток» в пределах российского сектора пересекается 2 водных объекта: временный водоток, протекающий в Графовой щели, и р. Шингарь, рис. 1.4-11.

Пересечение р. Шингарь будет производиться на участке микротоннелирования.

Пересечение временного водотока (Графова щель) будет производиться открытым траншейным способом в сухой период при отсутствии стока. Глубина заглубления трубопровода составляет 2,0 м над поверхностью трубы. Для дополнительной устойчивости, трубопровод будет покрываться специальными утяжеляющими бетонными матами.

микротоннелирования Рисунок 1.4-11 Общий вид берегового участка с указанием мест пересечения водных Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рисунок 1.4-12 Пересекаемый временный водоток в Графовой щели 1.4.4 Испытания и подготовка к эксплуатации Узел запуска ДОУ испытываются отдельно от прилегающего берегового участка пресной водой. При очистке камер запуска ДОУ не используются очищающие поршни.

До начала гидроспытаний осуществляется очистка трубопроводов продувкой сжатым воздуха. Для гидроиспытаний предусмотрено использовать привозную пресную воду в объеме 500 м3.

По завершению испытаний вода объемом 500 м3 вытесняется обратным ходом давлением сжатого воздуха во временный разборный резервуар емкостью 500 м3, с последующим вывозом воды на очистные сооружения. Вытеснение воды будет осуществляться с помощью сжатого воздуха подаваемого под давлением нагнетаемого компрессорами.

1.4.5 Вывод из эксплуатации При выводе морских газопроводов из эксплуатации существуют две основные альтернативы: 1) полный демонтаж и вывоз для последующей утилизации всей системы и 2) консервация линейной части газопровода на месте. Второй вариант представляется предпочтительным с технологической, экономической и экологической точек зрения, но современное международное законодательство требует демонтажа и вывоза всех инженерных объектов после завершения эксплуатации. Решение о методах вывода объекта из эксплуатации после окончания его работы (минимум через 50 лет) будет принято владельцем газопровода в соответствии с теми законодательными требованиями и технологиями, которые будут действовать в это время.

1.4.6 График строительства Проект начался с разработки технико-экономического обоснования, в ходе которого были выполнены тщательный анализ и исследовательские работы в акватории Чёрного Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. моря. Исследования подводной части подтвердили технико-экономическую целесообразность проекта трубопроводов.

Стадия детального проектирования была начата в 2012 году параллельно с экологическими исследованиями и подготовкой разрешительных документов.

В настоящее время ожидаемый срок строительно-монтажных работ на морском участке, включая укладку трубопровода и предпусковых работ, составляет четыре года.

Подготовительные работы для строительства всех 4-х ниток морского участка планируется вести в период с 2014 по 2016 г. Строительство микротоннеля – с июня по сентябрь 2016 г.

Строительство береговых и прибрежных участков по всем четырём ниткам запланировано на период с июля 2014 г по июль 2016 г.

Укладка 1 нитка на береговом участке будет производиться с октября по декабрь 2014 г, 2 нитки – с ноября 2014 г по январь 2015 г, 3 нитки – с ноября 2014 г по январь 2015 г, 4 нитки – с декабря 2014 г по февраль 2015 г.

Ввод в эксплуатацию 1 нитки запланирован на конец 2015 г, 2 нитки - на конец г, 3 нитки – на середину 2017 г, 4 нитки – на конец 2017 г.

1.5 Описание возможных видов воздействия на окружающую среду намечаемой При описании возможных видов воздействия на окружающую среду намечаемой деятельности на береговом участке, альтернативные варианты прохождения трассы не рассматриваются в виду их отсутствия. Представленная в проекте трасса берегового участка является оптимальной.

Трасса газопровода на береговом участке российского сектора характеризуется следующими особыми условиями строительства:

прохождение газопровода в пределах водоохранных зон и прибрежных защитных высокая сейсмичность территории;

наличие охраняемых природных территорий;

развитие опасных геологических процессов и явлений.

Проектом предусмотрено соблюдение норм, требований и ограничений в области охраны окружающей среды с учетом воздействия техногенных источников на природные объекты. По характеру контакта с окружающей средой источники подразделены на:

источники воздействия на воздушную среду;

источники воздействия на поверхностные воды;

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. источники воздействия на почвы (грунты) и подземные воды;

источники воздействия на флору и фауну.

В пространственном отношении источники загрязнения окружающей среды подразделяются на точечные, площадные и линейные. Последние, как правило, включают различные транспортные, инженерные коммуникации, другие объекты большой протяженности (трубопроводы, дороги).

Во временном отношении выделяются постоянно-действующие долговременные источники воздействия (на весь период эксплуатации газопровода) и краткосрочные, как правило, характерные для периода проведения строительно-монтажных работ.

При оценке загрязнений (изменений) окружающей среды выделены безаварийный и аварийный режимы работы техногенных источников.

При безаварийном режиме работ основным видом воздействия на атмосферный воздух является химическое загрязнение вредными веществами. Источниками выделения вредных веществ в атмосферу при строительстве газопровода являются:

двигатели внутреннего сгорания транспорта и дорожно-строительных машин и сварочные работы емкости хранения ГСМ;

генераторы и др.

При штатной эксплуатации проектируемых сооружений берегового участка российской секции газопровода воздействие на атмосферный воздух оказывается при сбросе газа на свече ДОУ при проведении ремонтно-эксплуатационных работ.

Основное воздействие проектируемого газопровода на водную среду оказывается при проведении строительных работ:

пересечение временного водотока в сухой период;

загрязнение окружающей водной среды в результате неорганизованного выноса загрязняющих веществ с территории временных площадок строительства с дождевым стоком по естественному рельефу.

При строительстве объектов транспорта газа происходит частичная деградация почв, в связи с их механическим и химическим нарушением. Основными возможными источниками загрязнения почв при строительстве и эксплуатации газопровода могут являться аварийные утечки горюче-смазочных материалов с транспортных средств, дорожно-строительных машин и механизмов.

Воздействие на флору и фауну может иметь сложный характер, определяемый спецификой миграции конкретных загрязняющих веществ в различных природных Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. средах. Прямое воздействие на растительные и животные организмы наблюдается при проведении строительных работ, а также возможно в случаях возникновения аварийных ситуаций. Загрязняющие вещества техногенного происхождения, учитывая специфику запланированной деятельности, в растительных и животных сообществах в существенных количествах накапливаться не будут.

Следует подчеркнуть различную степень опасности вышеперечисленных техногенных источников и их воздействий на компоненты природной среды при безаварийной деятельности и в случае развития аварийных ситуаций.

Анализ перечисленных выше техногенных источников, их последствий позволяет оценить состав и объем природоохранных проблем, связанных с реализацией намечаемой деятельности, сформулировать первоочередные задачи по решению и минимизации возможных ущербов.

Ориентировочные виды воздействий и последствий строительства и эксплуатации газопровода на береговом участке газопровода при реализации проектных решений приведены в таблице 1.5-1.

Таблица 1.5-1 Потенциально возможные воздействия при строительстве и эксплуатации газопровода на окружающую среду № Компоненты Факторы 1 Атмосфера Автотранспорт и Использование при Общее повышение 2 Поверхностные Водопотребление Оперативная Частичное Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. № Компоненты Факторы 3. Грунтовые Нарушение Размещение объектов Локальное (экосистемы) 6. Растительность Повреждение Соблюдение Минимальные Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. № Компоненты Факторы Оценка воздействия на окружающую среду при демонтаже газопровода будет проведена в составе проекта демонтажа газопровода.

1.6 Применяемые законодательные и нормативные акты Проектирование морского участка газопровода «Южный поток» осуществляется в соответствии с действующим законодательством в области охраны окружающей среды и природопользования.

Разработка проектной документации по строительству морского участка газопровода «Южный поток» ведется с учетом международных и национальных норм и правил в области охраны окружающей среды – Конвенций, Директив, Законов, СНиП, СанПиН, ГОСТов и т.д.

В данном разделе перечислены основные законодательные и нормативно-правовые документы, которые необходимо учитывать при реализации морского участка газопровода «Южный поток».

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. 1.6.1 Международные природоохранные правовые акты В данном разделе рассмотрены основные международные конвенции и соглашения, имеющие отношение к проекту строительства берегового участка газопровода «Южный поток». Основные международные конвенции и договоры, ратифицированные, подписанные или принятые РФ, приведены в таблице 1.6-1.

Таблица 1.6-1 Основные международные конвенции и договоры, ратифицированные, подписанные или принятые РФ Основные международные конвенции и договоры, ратифицированные и подписанные РФ Конвенция о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния, Женева, 1979 г.

Конвенция о биологическом разнообразии, Найроби, 1992 г.

Рамочная конвенция ООН об изменении климата, Рио-де-Жанейро, 1992 г.; Киотский протокол к Конвенции, Киото, 1997 г.

Конвенция о трансграничном воздействии промышленных аварий, Хельсинки, 1992 г.

Конвенция об охране европейской дикой природы и природных местообитаний (Бернская конвенция), включая Изумрудную сеть.

Конвенция об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном контексте, г.

Эспо, Финляндия, 1991 г. подписана Россией, но не ратифицирована.

Декларация ООН по окружающей среде и развитию, Рио-де-Жанейро, 1992г.

На конференции в Рио-де-Жанейро по окружающей среде была провозглашена Декларация, где сформулировано 27 принципов политики охраны окружающей среды и развития.

Основополагающим является Принцип 1, который гласит: «В центре внимания непрерывного развития находятся люди. Они имеют право на здоровую плодотворную жизнь в гармонии с природой». Остальные 26 принципов формулируют задачи государства, решение которых обеспечивает выполнение принципа 1.

Принципы, провозглашенные Декларацией, нашли отражение в Российском законодательстве. Так, Конституцией Российской Федерации закреплены права населения России на благоприятную экологическую среду. В обобщенном виде принципы международного сотрудничества в области охраны окружающей среды сформулированы в Законе Российской Федерации «Об охране окружающей среды».

Рамочная Конвенция ООН по изменению климата, Рио-де-Жанейро, 1992 г.

Рамочная Конвенция ООН по изменению климата, принятая в 1992 г. на саммите по устойчивому развитию, определяет в общем виде обеспокоенность мирового сообщества антропогенным изменением климата, в частности, глобальным потеплением в результате Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. действия парникового эффекта и содержит общие рекомендации по уменьшению выбросов парниковых газов. Позднейший Киотский протокол к этой конвенции, ратифицированный в том числе и Российской Федерацией определяет предельно допустимые уровни выброса двуокиси углерода и других парниковых газов, устанавливает квоты на эти выбросы для отдельных стран и порядок торговли квотами.

Конвенция о биологическом разнообразии, Найроби, 1992.

Конвенция о биологическом разнообразии была подготовлена в Рио-де-Жанейро июня 1992 г. и вступила в силу 29 декабря 1993 г.

Российской Федерацией Конвенция ратифицирована Федеральным законом от 17.02.

1995 г. №16-ФЗ.

Целью настоящей Конвенции является сохранение биологического разнообразия, устойчивое использование его компонентов.

В положениях Конвенции сформулированы следующие условия, которые должны выполняться при осуществлении хозяйственной деятельности:

проведение экологической экспертизы всех предлагаемых проектов, которые могут оказать неблагоприятное воздействие на биологическое разнообразие, в целях предупреждения или сведения к минимуму таких последствий;

обеспечение участия общественности в процедуре экологической экспертизы;

принятие мер для обеспечения должного учета экологических последствий программ и политики, которые могут оказать существенное неблагоприятное воздействие на биологическое разнообразие;

содействие обмену информацией.

Конвенция об охране европейской дикой природы и природных местообитаний (Бернская конвенция), включая Изумрудную сеть.

Конвенция об охране европейской дикой природы и природных местообитаний (далее - Бернская конвенция) подготовлена 19 сентября 1979 г. и вступила в силу 1 июня 1982 г.

Цель настоящей Панъевропейской Конвенции - сохранение дикой флоры и фауны и их естественных местообитаний, особенно тех видов и местообитаний, сохранение которых требует сотрудничества нескольких государств. Особое внимание уделяется видам, находящимся под угрозой уничтожения и особо уязвимым видам.

Для достижения этих целей предусматривается сохранение живой природы и естественных местообитаний в целом и специальную охрану видов, занесённых в Приложение I (строго охраняемые растения), Приложение II (строго охраняемые животные) и Приложение III (охраняемые животные) к Конвенции.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Конвенция о трансграничном воздействии промышленных аварий, Хельсинки, 1992г.

Конвенция о трансграничном воздействии промышленных аварий была подписана в Хельсинки 17 марта 1992 г.

Конвенция ратифицирована Российской Федерацией в 1994 г.

Целью настоящей Конвенции является предотвращение промышленных аварий, обеспечение готовности к ним и ликвидация последствий аварий, которые могут привести к трансграничному воздействию.

Конвенция о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния, Женева, 1979 г.

Конвенция о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния была подписана в Женеве 13 декабря 1979 г.

Целью настоящей конвенции является охрана человека и окружающей его среды от загрязнения воздуха и стремление ограничивать и, насколько это возможно, постепенно сокращать и предотвращать загрязнение воздуха, включая его трансграничное загрязнение на большие расстояния.

Конвенция об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном контексте, г. Эспо, Финляндия, 1991 г.

Поскольку газопровод «Южный поток» проходит через воды трёх государств (Россия, Турция, Болгария), вопрос о трансграничных воздействиях реализации проекта приобретает особую актуальность. В 1991 г. была подписана Конвенция об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном аспекте (называемая также Конвенцией Эспо). Российская Федерация подписала Конвенцию, но не ратифицировала и не является ее Стороной.

1.6.2 Национальные правовые акты в области охраны окружающей среды и природопользования при строительстве морского участка газопровода «Южный поток» в пределах российского сектора Основу природоохранительного законодательства Российской Федерации в области строительства берегового участка морского газопровода и подготовки оценки воздействия намечаемой деятельности на окружающую среду составляют следующие документы:

Об охране окружающей среды от 10 января 2002г. № 7-ФЗ;

Об охране атмосферного воздуха от 04 мая 1999г. № 96-ФЗ;

Водный кодекс Российской Федерации от 3 июня 2006 г. №74-ФЗ;

О недрах 21 февраля 1992 №2395-1;

Земельный кодекс Российской Федерации от 25 октября 2001 г. №136-ФЗ;

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Лесной кодекс Российской Федерации от 29 января 1997 г. N 22-ФЗ;

Об особо охраняемых природных территориях от 14 марта 1995г. № 33-ФЗ;

О животном мире от 24 апреля 1995г. № 52-ФЗ;

Об отходах производства и потребления от 24 июня 1998г. № 89-ФЗ;

Об экологической экспертизе от 23 ноября 1995г. № 174-ФЗ;

Постановление Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления»;

Постановление правительства РФ от 28 июля 2008 г. № 569 «Об утверждении правил согласования размещения хозяйственных и иных объектов, а также внедрения новых технологических процессов, влияющих на состояние водных биологических ресурсов и среду их обитания».

1.6.3 Национальные правовые акты и руководства по ОВОС Основу российского законодательства в области руководства по ОВОС составляют следующие документы:

Об охране окружающей среды от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ.

Об экологической экспертизе от 23.11.95 № 174-ФЗ.

Положение об оценке воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации, (утв. приказом Госкомэкологии СП 11-102-97. Инженерно-экологические изыскания для строительства.

Практическое пособие к СП 11-101-95 по разработке раздела «Оценка воздействия на окружающую среду при обосновании инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» (рекомендовано к использованию Госкомэкологии России от 19.06.98, Госстрой России, ГП «Центринвестпроект», 1998г.).

1.7 Выявленные при проведении оценки неопределенности в определении воздействий намечаемой хозяйственной и иной деятельности на Основной неопределенностью проведенной оценки воздействия проекта на окружающую среду является отсутствие в настоящее время информации о путях вывода газопровода из эксплуатации, которое будет осуществлено минимум через 50 лет в соответствии с теми законодательными требованиями и технологиями, которые будут действовать в то время.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

2 ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ

2.1 Особо охраняемые природные территории Проектируемый объект расположен вне границ особо охраняемых природных территорий (ООПТ) федерального, регионального и местного значений (Приложение В).

Ранее участок размещения проектируемого газопровода входил в состав округа горно-санитарной охраны курорта Анапа (письмо Управления Росприроднадзора по Краснодарскому краю и Республике Адыгея исх. № 0101/08/2396 от 06.04.2011 г., Приложение И.7, Тома 5.1.4, арх. ном. 6976.101.004.21.14.05.01.04(2)-3)), утвержденного указом Президента РФ от 22 сентября 1994 г. № 1954 и распоряжением Правительства РФ от 12.04.1996 г. № 591-р.

Положение об округах санитарной и горно-санитарной охраны лечебнооздоровительных местностей и курортов федерального значения определено постановлением Правительства РФ от 7 декабря 1996 г. № 1425.

Границы и режим округов санитарной охраны курорта Анапа установлены постановлением Совета Министров РСФСР от 30 января 1985 г. №45.

В настоящий момент, в связи с выходом постановления правительства Российской Федерации от 22 октября 2012 года № 1087 «О частичном изменении постановления Совета Министров РСФСР от 30 января 1985 г. №45» принято решение об исключении из границ округа горно-санитарной охраны курорта Анапа участка, площадью 4157 га, на территории которого размещена трасса проектируемого газопровода (рис. 2.1-1). Таким образом, трасса газопровода проходит на удалении от 500 до 600 метров от границы округа горно-санитарной охраны курорта Анапа.

Согласно Федеральному закону от 14.03.1995 г. №33-ФЗ «Об особо охраняемых природных территориях», а также Федеральному закону от 23.02.95 № 26-ФЗ «О природных лечебных ресурсах, лечебно-оздоровительных местностях и курортах»

курортный регион Анапа относится к особо охраняемым природным территориям.

Согласно СанПиН 2.1.6.1032-01 при размещении объекта на участке, прилегающем к территории ООПТ нормативы предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу должны быть достигнуты на границе ООПТ с учетом понижающего коэффициента 0,8 ПДК.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рисунок 2.1-1 Границы зон ограниченного природопользования в районе размещения проектируемого газопровода Согласно письму Департамента природных ресурсов и государственного экологического контроля Краснодарского края (исх. № 42-1843/11-07.3 от 04.04.2011 г., Приложение И.8, Тома 5.1.4, арх. ном. 6976.101.004.21.14.05.01.04(2)-3) ООПТ регионального значения на участке размещения проектируемого газопровода отсутствуют.

В соответствии с письмом Управления архитектуры и градостроительства администрации МО город-курорт Анапа (исх. № 17-07.668 от 19.04.2011 г., Приложение И.9, Тома 5.1.4, арх. ном. 6976.101.004.21.14.05.01.04(2)-3), на испрашиваемой территории отсутствуют ООПТ местного значения.

Согласно сведениям о границах государственного природного заповедника «Утриш», приведенных в приложении к Письму Минприроды России (исх. № 12-47/5933 от 18.04.2011 г., Приложение И.10, Тома 5.1.4, арх. ном. 6976.101.004.21.14.05.01.04(2)-3), и на основании Приказа Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 4 апреля 2011 г. № 196 трасса проектируемого газопровода не проходит по акватории морской части заповедника.

2.2 Водоохранные зоны и прибрежно-защитные полосы Водоохранными зонами являются территории, примыкающие к береговой линии морей, рек, ручьев, каналов, озер, водохранилищ, на которых устанавливается специальный режим осуществления хозяйственной и иной деятельности в целях Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. предотвращения загрязнения, засорения, заиления указанных водных объектов и истощения их вод, а также сохранения среды обитания водных биологических ресурсов и других объектов животного и растительного мира (Водный кодекс РФ от 03.06.2006 г.

№ 74-ФЗ).

Ширина водоохранной зоны рек или ручьев устанавливается от их истока для рек или ручьев протяженностью:

Для рек и ручьев протяженностью менее 10 км от истока до устья водоохранная зона совпадает с прибрежной защитной полосой. Радиус водоохранной зоны для истоков реки, ручья устанавливается в размере 50 м, для залива – 500 м.

Ширина прибрежной защитной полосы устанавливается в зависимости от уклона берега водного объекта и составляет 30 м для обратного или нулевого уклона, 40 м для уклона до 3 и 50 м для уклона 3 и более.

В районе размещения проектируемого объекта протекает р. Шингарь, а также два ручья без названия (притоки р. Сукко). Длина всех водотоков участка исследований от истока до устья менее 10 км., таким образом, ширина водоохранной зоны данных водотоков составляет 50 м., при этом границы водоохранной зоны совпадают с границами прибрежной защитной полосы. Из всех перечисленных выше водотоков, проектируемый газопровод пересекает только ручей без названия, являющийся правым притоком р.

Сукко.

Ширина водоохраной зоны Черного моря – 500 м.

В границах водоохранных зон запрещается:

использование сточных вод для удобрения почв;

размещение кладбищ, скотомогильников, мест захоронения отходов производства и потребления, радиоактивных, химических, взрывчатых, токсичных, отравляющих и ядовитых веществ;

осуществление авиационных мер по борьбе с вредителями и болезнями растений;

движение и стоянка транспортных средств (кроме специальных транспортных средств), за исключением их движения по дорогам и стоянки на дорогах и в специально оборудованных местах, имеющих твердое покрытие.

В границах прибрежных защитных полос запрещаются:

распашка земель;

размещение отвалов размываемых грунтов;

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. выпас сельскохозяйственных животных и организация для них летних лагерей, Согласно ст. 104 Лесного кодекса в лесах, расположенных в водоохранных зонах, запрещается:

проведение сплошных рубок лесных насаждений;

использование токсичных химических препаратов для охраны и защиты лесов.

В границах водоохранных зон допускаются проектирование, строительство, реконструкция, ввод в эксплуатацию, эксплуатация хозяйственных и иных объектов при условии оборудования таких объектов сооружениями, обеспечивающими охрану водных объектов от загрязнения, засорения и истощения вод в соответствии с водным законодательством и законодательством в области охраны окружающей среды (в ред.

Федерального закона от 14.07.2008 № 118-ФЗ, ст. 16).

Согласно Приказу Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 22 января 2008 г. № 13 «Об утверждении особенностей использования, охраны, защиты, воспроизводства лесов, расположенных в водоохранных зонах…», в лесах, расположенных в водоохранных зонах, допускается проведение рубок ухода за лесом, санитарных рубок и прочих рубок. Леса, расположенные в водоохранных зонах, подлежат охране от пожаров, от загрязнения (в том числе радиоактивными веществами) и от иного негативного воздействия, а также защите от вредных организмов в соответствии с лесным законодательством Российской Федерации, а также настоящими особенностями. Исходя из ограничений хозяйственной деятельности, установленных водным законодательством, в лесах, расположенных в прибрежных защитных полосах движение трелевочных тракторов не допускается, рубки проводятся преимущественно в зимний период по промерзшему грунту, порубочные остатки выносятся за пределы прибрежных защитных полос; лесовосстановление осуществляется методами, исключающими распашку земель.

Строительство проектируемого объекта не противоречит режиму использования водоохранных зон, прибрежных защитных полос и лесов, расположенных в водоохранных зонах.

2.3 Лесные участки Согласно Лесному плану Краснодарского края (2009) и Регламенту Новороссийского лесничества (2010 проектируемый объект затрагивает территорию Анапского участкового лесничества Новороссийского лесничества. По материалам, предоставленным Филиалом ГКУ КК «Комитет по лесу» – Новороссийским лесничеством (запрос № 2344 от 13.04.2011 г., Приложение И.16, Тома 5.1.4, арх. ном.

6976.101.004.21.14.05.01.04(2)-3), зона возможного влияния строящегося объекта частично или полностью перекрывается с кварталами 2–7, 9 и 10. Трасса газопровода пересекает только 1 и 2 выдела 5-го квартала. Все леса перечисленных кварталов относятся к Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. защитным лесам, а именно к категории «леса, выполняющие функции защиты природных и иных объектов» (Приложение В).

Кварталы 2, 3, 5–7 относятся к лесам лесопарковых зон; кварталы 4, 9, 10 – к лесам, расположенным в первой, второй и третьей зонах округов санитарной (горно-санитарной) охраны лечебно-оздоровительных местностей и курортов. В связи с выходом постановления правительства Российской Федерации от 22 октября 2012 года № 1087 «О частичном изменении постановления Совета Министров РСФСР от 30 января 1985 г.

№45» статус лесов в кварталах 4, 9 и 10 будет пересмотрен.

Лесохозяйственным регламентом Новороссийского лесничества в соответствии со статьей 25 Лесного Кодекса Российской Федерации определены следующие виды использования лесов, находящихся в зоне возможного влияния проектируемого объекта:

осуществление видов деятельности в сфере охотничьего хозяйства – кв. 4, 9, 10;

осуществление научно-исследовательской деятельности, образовательной деятельности – кв. 2–7, 9–10;

осуществление рекреационной деятельности – кв. 2–7, 9–10;

строительство и эксплуатация водохранилищ и иных искусственных водных объектов, а также гидротехнических сооружений и специализированных портов – строительство, реконструкция, эксплуатация линий электропередач, линий связи, дорог, трубопроводов и других линейных объектов – кв. 2–7, 9–10;

осуществление религиозной деятельности – кв. 2–7, 9–10.

Не предусматриваются следующие виды деятельности:

заготовка живицы;

заготовка и сбор недревесных лесных ресурсов;

заготовка пищевых лесных ресурсов и сбор лекарственных трав;

ведение сельского хозяйства;

создание лесных плантаций и их эксплуатация;

выращивание лесных плодовых, ягодных, декоративных растений, лекарственных выполнение работ по геологическому изучению недр, разработка месторождений полезных ископаемых;

переработка древесины и иных лесных ресурсов.

Таким образом, проектируемая деятельность не нарушает регламент использования лесов Новороссийского лесничества.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Согласно ст.88 Лесного кодекса Российской Федерации лица, которым лесные участки предоставлены в аренду, составляют проект освоения лесов. Состав проекта и порядок его составления предусмотрены Приказом Рослесхоза от 29.12.2012 №69 «Об утверждении состава проекта освоения лесов и порядка его разработки.

2.4 Ареалы обитания редких видов растений и животных На участке размещения проектируемого газопровода, а также в зоне, обследованной при проведении инженерно-экологических изысканий, были выявлены объекты животного и растительного мира, занесенные в Красные книги Краснодарского края и РФ (Приложение В). В районе строительства трассы газопровода в ходе экспедиционных работ было выявлено 14 видов сосудистых растений, занесенных в Красную книгу Краснодарского края, при этом в полосе строительства газопровода растений, занесенных в Красную книгу, не выявлено (Том 5.1.3., арх. ном. 6976.101.004.21.14.05.01.03-2). Кроме редких видов растений в ходе экспедиционных работ зафиксировано 7 охраняемых видов пресмыкающихся и 18 охраняемых видов птиц. Точки находок редких видов растений и животных представлены на картосхеме Приложения Л.9., Тома 5.1.4, арх. ном.

6976.101.004.21.14.05.01.04(3)-3. Перечни редких видов и сведения об их распространении приведены в разделах 7 и 8 текущего тома, а также на картосхеме экологических ограничений природопользования (Приложение В).

Согласно статье 60 Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» запрещается деятельность, ведущая к сокращению численности или ухудшению условий обитания животных, растений или других организмов, занесенных в Красную книгу Российской федерации или Красную книгу субъектов Российской Федерации.

2.5 Объекты культурного наследия В 2011 г. в районе размещения проектируемого газопровода ООО «Питер Газ»

организовало работы по археологической разведке. Для выполнения работ было привлечено ОАО «Наследие Кубани».

В результате проведенных работ установлено, что на территории археологического обследования находится 1 памятник истории, 1 памятник археологии и 3 участка нестратифицированного (переотложенного) культурного слоя (Приложение В):

Памятник истории Могила Д.С. Калинина, Героя Советского Союза, 1910— Выявленный участок нестратифицированного (переотложенного) культурного слоя Выявленный участок нестратифицированного (переотложенного) культурного слоя Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Выявленный участок нестратифицированного (переотложенного) культурного слоя Варваровка-3.В границы землеотвода попадает только охранная зона Кургана гос. №363. Одиночный курган высотой около 5 м диаметром у основания 15—20 м.

Курган не поврежден, в хорошем состоянии. Располагается данный Курган в 1,5 км по течению р. Шингарь от с. Варваровка, к востоку от автодороги Варваровка — При проведении работ по строительству газопровода необходимо выполнить следующие мероприятия, направленные на охрану памятников археологии:

Археологический надзор при производстве земляных работ (на стадии строительства) на территории охранной зоны памятника археологии Кургана микротоннелирования). При обнаружении в ходе надзора предметов археологии необходимо остановить все работы на участке и провести археологическое исследование выявленных объектов.

Исключить производство земляных работ и размещение временных сооружений (в том числе стоянок техники и временных подъездных дорог) на территории памятника. При невозможности выполнения этого условия необходимо произвести охранно-спасательные археологические раскопки Кургана гос. №363.

2.6 Пересекаемые коммуникации Проектируемый газопровод пересекает различные грунтовые дороги на 7-и участках (Приложение В). Большая часть дорог, пересекающих проектируемый газопровод, представлена местными грунтовыми дорогами. Это преимущественно дороги, устроенные из естественного грунта, с добавлением других материалов, для большего укрепления дорожного полотна. Данные дороги связывают населенные пункты между собой. Кроме того, значительная часть грунтовых дорог связана с сельскохозяйственными угодьями (виноградники, сады и т.п.) (рис.2.6-1). Движение по данным дорогам небольшое. При необходимости некоторые дороги могут быть перекрыты на время строительства собственниками земель, по которым проходит магистральный газопровод.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Рисунок 2.6-2 Дорога Варваровка – Большой Утриш Трасса газопровода пересекает только одну асфальтированную дорогу соединяющую село Варваровка и поселок Большой Утриш (рис. 2.6-2). Пересечение данной трассы будет осуществляться методом микротоннелирования.

Кроме того, рассматриваемый газопровод пересекает линию электропередач (ЛЭП) 15 кВт на участке, расположенном рядом с площадкой под размещение охранных КУ.

Места пересечения коммуникаций трассой газопровода представлены на схеме в Приложении В.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1.

3 ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА АТМОСФЕРНЫЙ ВОЗДУХ

3.1 Климат и состояние атмосферного воздуха 3.1.1 Климатические условия Климатические условия участка строительства формируются под воздействием комплекса физико-географических условий, из которых наиболее важными являются солнечная радиация, циркуляция атмосферы и подстилающая поверхность.

Для рассматриваемой территории характерен климат средиземноморского типа, отличающийся жарким и сухим солнечным летом, относительно тёплой и влажной зимой.

Район находится под влиянием воздушных масс атлантического, арктического и тропического происхождения. Благодаря влиянию рельефа климат района изысканий имеет элементы субтропического. Водораздельный хребет, хотя и сравнительно невысокий в этой части, в некоторой степени защищает рассматриваемую территорию от восточных континентальных ветров и от холодных вторжений с севера. Кроме этого, влияние незамерзающего моря определяет смягчённость термического режима. (Климат и природопользование Краснодарского Причерноморья – СПб, РГГМУ, 2001; Справочник по климату Чёрного моря. Под ред. А.Н. Сорокиной – М.: Гидрометеоиздат, 1974;

Справочник по климату СССР, вып.13. Части I - VII. – Л., Гидрометеоиздат, 1966-1973).

3.1.2 Температурный режим Исследуемая территория благодаря своему южному расположению получает много тепла. Продолжительность солнечного сияния составляет 2200-2400 часов в год.

Количество суммарной солнечной радиации, поступающей на участок строительства, колеблется от 115 ккал/см2 до 120 ккал/см2.

Климатические особенности лучше всего прослеживаются по сезонам года. Осень наступает в конце сентября. Начало осени здесь характеризуется устойчиво теплой солнечной сухой и почти безветренной погодой с умеренно высокими температурами днем и прохладными ночами. Во второй половине октября температура воздуха переходит через 10 °С в сторону понижения. Отмечаются первые заморозки. В середине ноября происходит устойчивый переход температуры воздуха через 5 °С.

Характерной особенностью зимы является большое количество пасмурных дней:

всего за холодный период (ноябрь-март) их насчитывается 70-80. В районе строительства абсолютный минимум температуры воздуха доходит до -24,-26 °С.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. Весна наступает в конце февраля-первой декаде марта. В середине марта полностью сходит снег. Полное оттаивание почвы наблюдается в феврале - начале марта. Нарастание тепла весной идет быстро. Через 15 дней после начала весны – в течение марта – температура воздуха переходит через 5 °С, а в первых числах апреля – через 10 °С. К этому времени прекращаются заморозки.

Лето наступает в первой половине мая. В середине июня - в конце июля температура воздуха переходит через 20 °С и сохраняется выше этого предела 70-90 дней.

Максимальные температуры в этот период могут достигать 35-38 °С, а в отдельные, особо жаркие годы - 40-43 °С. Характерной особенностью лета является частая повторяемость суховейных явлений. Общее число дней с суховеями составляет 10-15, на интенсивные и очень интенсивные явления приходится 5-10 дней.

В Таблицах 3.1-1 и 3.1-2 представлены средние многолетние метеорологические характеристики по данным наблюдений ближайшей метеостанции в районе г. Анапа (Письмо ФГБУ «Краснодарский ЦГМС» № 766хл от 19.12.2012г.).

Таблица 3.1-1 Показатели температурного режима, град.С наиболее жаркого воздуха наиболее воздуха наиболее воздуха наиболее Таблица 3.1-2 Среднемесячная температура воздуха, град.С

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Год

3.1.3 Ветровой режим Большую часть года господствующими являются ветры восточного и северовосточного направлений, в апреле-июле наблюдается усиление ветров южных и югозападных. В прибрежной полосе ясно выражены суточные изменения направления и силы ветра. Бризы наблюдаются настолько часто, что оказывают определенное влияние на годовой ход метеорологических элементов.

Часть 2 Береговой участок 16/13/2013-П-ООС2.БУ1. В течение всего года над изучаемым районом преобладает широтная циркуляция, увеличивается и повторяемость ветров западной четверти горизонта.