«МОРСКОЙ УЧАСТОК ГАЗОПРОВОДА ЮЖНЫЙ ПОТОК (РОССИЙСКИЙ СЕКТОР) Проектная документация РАЗДЕЛ 7 Мероприятия по охране окружающей среды Часть 1 Подводный 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 1

Подводный участок

Книга 1

Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС)

Текстовая часть

16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.1(1) Стр. 1-371 Москва 2013 ООО «Питер Газ»

МОРСКОЙ УЧАСТОК ГАЗОПРОВОДА

«ЮЖНЫЙ ПОТОК» (РОССИЙСКИЙ СЕКТОР)

Проектная документация РАЗДЕЛ Мероприятия по охране окружающей среды Часть Подводный участок Книга Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) Текстовая часть 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.1(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-ООС1.ПУ1. 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- Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

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 Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ 1.3.5. Альтернативы российского сектора газопровода «Южный поток» 1.4.1. Расположение трассы морского участка газопровода «Южный поток» 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 окружающую среду

2. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

3. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА АТМОСФЕРНЫЙ ВОЗДУХ

3.1.6. Атмосферные условия, способствующие накоплению (рассеиванию) 3.1.7. Характеристика уровня загрязнения атмосферного воздуха в районе расположения проектируемого газопровода 3.4. Расчет платы за негативное воздействие на атмосферный воздух

4. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

5. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МОРСКУЮ ВОДНУЮ СРЕДУ

5.3. Мероприятия по снижению возможного негативного воздействия на 5.4.2. Плата за загрязнение акватории взвешенными веществами

6. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ВОДНЫЕ БИОРЕСУРСЫ

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

7. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОРНИТОФАУНУ И МОРСКИХ

МЛЕКОПИТАЮЩИХ

7.1. Характеристика существующего состояния животного мира 7.3. Мероприятия по снижению негативного воздействия на орнитофауну и морских млекопитающих

8. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЭКОСИСТЕМЫ ОСОБО ОХРАНЯЕМЫХ

ПРИРОДНЫХ ТЕРРИТОРИЙ

8.1. Характеристика особо охраняемых природных территорий и объектов 8.2. Воздействие на природные комплексы особо охраняемых природных 8.2.1. Период строительства 8.3. Мероприятия по охране природных комплексов особо охраняемых природных территорий

9. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ ПРИ

СКЛАДИРОВАНИИ (УТИЛИЗАЦИИ) ОТХОДОВ ПРОИЗВОДСТВА И

ПОТРЕБЛЕНИЯ

9.1. Характеристика объекта как источника образования отходов 9.1.1. Период строительства 9.2. Расчет и обоснование объемов образования отходов 9.3. Определение класса опасности отходов 9.4. Виды, физико-химическая характеристика и места образования отходов 9.5. Требования к местам временного накопления отходов 9.6. Мероприятия по обращению с отходами 9.7. Расчет платы за размещение отходов 9.7.1. Период строительства

10. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 10.1. Фоновые значения физических параметров среды 10.1.1. Фоновые значения шумовых параметров среды 10.1.2. Фоновые значения электромагнитных параметров среды 10.2. Воздействие физических факторов 10.2.1. Период строительства 10.2.2. Период эксплуатации 10.2.3. Период ликвидации 10.3. Мероприятия по минимизации воздействия физических факторов на

11. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ

УСЛОВИЯ РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА

11.1. Социально-экономические условия 11.1.1. Социально-экономические условия федерального уровня 11.1.2. Социально-экономические условия регионального уровня 11.1.3. Социально-экономические условия локального уровня 11.1.4. Местная экономика 11.1.5. Социальная инфраструктура 11.1.7. Объекты культурно-исторического наследия 11.1.8. Особо охраняемые природные территории 11.2. Воздействие на социально-экономические условия 11.2.1. Период строительства 11.2.2. Период эксплуатации 11.2.3. Период ликвидации 11.3. Мероприятия по минимизации негативного воздействия на социальноэкономические условия и по повышению социально-экономической эффективности положительных аспектов воздействия проекта на социально-экономические условия

12. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ ПРИ

ВОЗНИКНОВЕНИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

12.1. Период строительства 12.1.1. Основные проектные характеристики и риски, возникающие при 12.1.2. Прогнозирование объёмов и площадей разливов нефтепродуктов 12.1.3. Оценка риска разливов нефтепродуктов 12.1.4. Воздействие аварийной ситуации на компоненты окружающей 12.2. Период эксплуатации Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 12.2.1. Перечень основных факторов и возможных причин, 12.2.2. Возможные сценарии реализации аварий 12.2.3. Характер разрушений при крупномасштабной аварии 12.2.4. Начальная (взрывная) стадия аварии 12.2.5. Газодинамические процессы в поврежденном трубопроводе 12.2.6. Истечение природного газа из разрыва трубопровода 12.2.7. Распространение газового выброса в водной среде 12.2.8. Объемы и динамика выброса природного газа при аварийном 12.2.9. Воздействие аварийной ситуации на компоненты окружающей 12.3. Период ликвидации 12.4. Мероприятия по уменьшению риска возникновения аварийных ситуаций 12.4.1. Перечень мероприятий по предупреждению возникновения 12.4.2. Перечень мероприятий по ликвидации последствий аварийных

13. ПРОГРАММА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО

МОНИТОРИНГА И КОНТРОЛЯ

13.1. Мониторинг атмосферного воздуха 13.2. Мониторинг физических воздействий 13.3. Мониторинг воздействия на морские воды 13.4. Мониторинг воздействия на донные отложения 13.5. Мониторинг воздействия на геологическую среду 13.6. Мониторинг морской биоты 13.7. Мониторинг при обращении с отходами 13.8. Мониторинг воздействия на экосистемы особо охраняемых природных 13.9. Мониторинг воздействия на социально-экономические условия 13.10. Мониторинг в аварийных ситуациях 13.11. Инспекционный экологический контроль (ИЭК)

14. СВОДНАЯ ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

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 (Ду813 мм).

Резкие перепады глубин на прибрежных участках.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 63 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. «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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 центральной и июжной 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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 планировалось осуществить траншейным способом. Для пересечения береговой линии в районе г. Анапа, выбран метод направленного бурения (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), наиболее предпочтительным) 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 63млрд. куб. м в год, что соответствует 15,75 млрд. куб. м в год по каждой нитке.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Проектная продолжительность эксплуатации газопровода составляет не менее 50 лет.

1.4.1 Расположение трассы морского участка газопровода «Южный поток»

(подводный участок) 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, первый газ будет пущен уже в 2015 г.

К капитальным сооружениям будут относиться четыре нитки газопровода протяженностью 230 км и объекты на участке берегового примыкания.

Общая протяжённость подводного магистрального трубопровода на акватории Чёрного моря составляет около 930 км. Система состоит из четырёх подводных 32дюймовых трубопроводов, проложенных на морском дне, а также двух участков Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. берегового примыкания на территории России и Болгарии. Расстояние между трубопроводами вблизи российского побережья составит примерно 50-100 м. Однако это расстояние будет меняться на протяжении всей трассы трубопровода в основном из-за топографии морского дна.

Переход береговой линии со стороны России планируется осуществить методом микротоннелирования, со стороны Болгарии – траншейным методом укладки.

Выбор предпочтительной подводной трассы между указанными береговыми пунктами был основан на исследовании нескольких вариантов трассы. Критериями выбора были следующие:

сокращение до минимума общей протяжённости трассы. В общем смысле 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 трубопровода;

обход особо важных участков. Это охранные районы природных заповедников, участки с чувствительной флорой и фауной, территории культурного наследия и обход участков, где могут пересекаться другие морские операции и конфликтовать с монтажом и эксплуатацией трубопроводов. Это участки рыбного промысла, добычи сырья, зоны военных действий или определённые якорные стоянки судов;

соблюдение условий соглашений по направлениям морских судов. Это минимизирует риски повреждений трубопроводов, наносимых морскими судами (брошенными якорями, затопленными или севшими на мель судами и т.д.);

обход участков с несоответствующими условиями морского дна и/или батиметрическими данными. Такие участки могут нарушить стабильность трубопроводов, а также повысить необходимость выемки траншей и/или поддержки трубопроводов с помощью каменной наброски или обваловки;

максимально соблюдать трассы существующих кабелей.

1.4.2 Конструктивные особенности газопровода Система трубопроводов спроектирована в соответствии с нормами Норвежского классификационного общества Det Norske Veritas (DNV), в основном по нормам DNV OSF101 «Стандарты на подводные системы трубопроводов» с необходимой адаптацией к конкретным национальным нормам и правилам по согласованию с государственными органами стандартизации.

Расчётный ресурс трубопроводов составляет 50 лет эксплуатации.

Основные характеристики трубопроводов представлены в Таблице 1.4-1.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Таблица 1.4-1 Конструкция трубопровода на морском участке Максимальное рабочее давление (на входе) – предельное условие МПа 28, в Анапе Минимальное давление (на выходе) – предельное условие в МПа 6, Варне Номинальный наружный диаметр дюймы Постоянный внутренний диаметр мм 734, Нормативный предел текучести (НПТ) Нормативный предел прочности на растяжение (НППР) Антикоррозионное покрытие CDS № 3) Утяжеляющее бетонное покрытие (УБП) Проектный состав газа приведён в Таблице 1.4-2.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Таблица 1.4-2 Состав газа (сухой газ) Расстояние между 4-мя нитками в основном составляет около 100 м.

Трубопроводы будут собраны из длинномерных секций стальных труб, которые соединяются сваркой.

В проекте морского участка газопровода «Южный поток» будут применяться трубы из углеродистой стали марки DNV SAWL 450 SFDU. Трубопроводы будут собираться из секций стальных труб средней длиной 12,3 м и состыкованы сваркой. Толщина стенок труб составит 39,0 мм.

Для снижения риска продольных разрывов труб будут установлены антидеформационные кольца на участках, где трубопровод пролегает на больших глубинах (от 650 м). Антидеформационные кольца труб (BA) выполняются из такой же легированной стали, что и сами трубопроводы. Максимальная толщина стенки колец соответствует 74 мм на основе выбранной длины 4 метра. Расстояние между секциями составляет около 2000 м.

Сварка линейной части трубопроводов будет осуществляться с применением расходных материалов аналогичных и совместимых по составу с материалом труб Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. линейной части. Характеристики сварных швов будут соответствовать минимальной марке стали, аналогичной стали трубопровода.

Внутренние покрытия трубопровода будут выполнены из материала на основе эпоксидных смол. Цель покрытия – снизить гидравлическое трение и повысить пропускную способность трубопровода.

Для защиты трубопровода от коррозии будет нанесено наружное покрытие.

Антикоррозионным покрытием будет трёхслойный полипропилен по стандарту DNV-RPF106 CDS № 3, как указано на рис. Рис. 1.4-2.

Рисунок 1.4-2 Принцип наружного антикоррозионного покрытия Трёхслойное покрытие состоит из внутреннего покрытия из эпоксидного состава, адгезивного слоя в центре и верхнего слоя из полипропилена. Толщина первого эпоксидного слоя составляет от 50 до 100 мкм, толщина второго клеевого слоя варьируется от 50 до 400 мкм, а толщина третьего полипропиленового слоя доходит до 1,4-4,0 мм.

Участки газопровода, укладываемые на мелководье, проектируются со специальным утяжеляющим бетонным покрытием для стабильности на дне моря. На глубоководных участках газопровод не имеет такого утяжеляющего покрытия, и его укладывают непосредственно на дно только с антикоррозийным покрытием.

На мелководном и глубоководном участках трубопроводы будут иметь наружные покрытия из бетона. Бетонное покрытие наносится поверх антикоррозионного покрытия (Рис. 1.4-3) и придаст трубопроводу достаточное утяжеление для стабильности на морском дне, как во время монтажных работ, так и в период постоянной эксплуатации.

Бетон состоит из смеси цемента, воды и заполнителя (инертные твёрдые частицы, например, дроблёная порода, песок, гравий). Бетонное покрытие будет армировано стальными прутьями, приваренным к каркасам, или усилено металлической сеткой.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-3 Бетонное покрытие поверх трёхслойного антикоррозионного покрытия Бетонное покрытие имеет следующие характеристики:

плотность покрытия 3 040 кг/м.

Нанесение на трубы внутреннего покрытия осуществляется производителями труб, а внешнее утяжеляющее бетонное покрытие наносится на заводах по обетонированию.

Впоследствии трубы соединяются сваркой. После соединения при помощи сварки монтажные стыки проверяются при помощи неразрушающего контроля.

Трубы, компенсаторы и вертикальные колонны покрываются изнутри на заводахизготовителях, а снаружи – в прибрежных цехах с последующей транспортировкой их на морскую стройплощадку для производства сварки в атмосферной камере. После сварки труб сварочные швы монтажных стыков проверяются при помощи неразрушающего контроля. Покрытия в местах сварки труб в атмосферной камере не предусмотрены, поскольку считается, что проектной антикоррозионной защиты достаточно.

Рисунок 1.4-4 Монтажный стык до покрытия. Видно бетонное покрытие Катодная защита подводных участков трубопроводов будет на основе анодов браслетного типа из цинкового сплава. Длина анодов составит примерно 450 мм и они будут разнесены на расстояние в соответствии с заданием (в зависимости от толщины утяжеляющих покрытий, и проектных расчётов катодной защиты). На Рис. 1.4-5 показан Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. стандартный анод, установленный на трубопроводе. Характеристики браслетных анодов представлены в таблице 1.4-3.

Рисунок 1.4-5 Типовой пример цилиндрического браслетного анода (а) для S-образной укладки труб с обетонированием и конического анода (б) для J-образной укладки труб без обетонирования Таблица 1.4-3 Проектные данные по аноду

УБП УБП

температуре 30°C - 50°C температуре 30°C - 50°C, с заглублением Анодный потенциал в температуре 30°C - 50°C Анодный потенциал при с заглублением Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

УБП УБП

Чистая масса одного анода Полная масса одного анода 1.4.3 Методы производства строительных работ Крупномасштабное подводное строительство требует наличия надёжных баз снабжения, базирующихся в прибрежной зоне. Сюда входят складские помещения для труб, без покрытия или с наличием коррозионного/утяжеляющего покрытия, оборудования для нанесения покрытия и материалов покрытия, а также общие складские помещения для обеспечения расходными материалами парка морских судов для укладки подводных трубопроводов, например, запчасти, топливо, инструменты, запорная арматура, фланцы и фитинги, морское такелажное снаряжение (канаты, проволока, якоря и т.д.).

В 2012 году была проведена работа по определению материально-технического обеспечения строительных работ и количество мест создания береговых баз снабжения.

В соответствии с экспертными оценками, потребность в продукции трубопрокатных заводов для строительства газопровода по дну восточной части Черного моря составляет 40 000 отдельных секций, что эквивалентно приблизительно 350 000 тонн.

Основными производителями листовой стали, рассматриваемыми в качестве поставщиков по проекту строительства морского участка газопровода «Южный поток», являются:

Компания Salzgitter-Mannesmann (Германия): 800 000 тон/год Компания Dillinger Htte (Германия): 2 300 000 тон/год Компания Nippon Steel Corporation (Япония): 240 000 – 360 000 тон/год Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Компания Nippon Steel Corporation (Япония): 250 000 – 500 000 тон/год Секции труб с предварительно нанесёнными покрытиями, изготовленные на существующих заводах в России и Германии и/или Японии, будут доставлены на заводы для нанесения утяжеляющих бетонных покрытий с добавками железной руды.

Заводы по нанесению утяжеляющих покрытий будут также использоваться как открытые хранилища, однако по соображениям логистики секции труб с нанесённым утяжеляющим покрытием для монтажа среднего участка трубопроводов будут доставляться на промежуточные склады судами прибрежного плавания (см. рис. 1.4-6).

Четыре нитки трубопровода будут уложены и смонтированы на морском дне отдельно друг от друга. Ширина коридора морского дна, занятого непосредственно под строительство трубопроводов, включая при необходимости выемку траншей, составит по 500 м в каждую сторону от оси газопровода.

Рисунок 1.4-6 Пример хранения труб на складе 1.4.3.1 Пересечение береговой линии Пересечение береговой линии со стороны г-к Анапа планируется выполнить методом микротоннелирования. Точки выхода микротоннеля расположены на глубине 23 м. Подход на участке берегового примыкания в Анапе показан на Рис. 1.4-7.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-7 Участок пересечения береговой линии Таблица 1.4-4 Координаты точек выхода трубопроводов на морском дне В районе выхода микротоннелей на морском дне проектными решениями предусматривается заглубление газопровода на участке протяжённостью 170 м. Для этой цели предполагается организация 4-х выходных котлованов объёмом 25000 м каждый.

Расстояние между нитками газопровода в точках выхода микротоннелей составляет 50 м.

Характеристики котлованов, а также их расположение представлены на рисунках 1.4-8 и 1.4-9.

Характеристики котлованов (траншей):

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. общий примерный объем извлеченного грунта: 100.000 м (25,000 на 1 шт.) Рисунок 1.4-8 Ориентировочные расчеты для разработки траншей на выходе микротоннеля Рисунок 1.4-9 Расположение траншей на выходе микротоннеля в районе г. Анапа Разработка котлованов будет производиться с помощью землесосных снарядов с механическим рыхлителем:

типа «Диксон» (компании МРТС, РФ) или «Апшерон», производительностью Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 800м/час, глубиной разработки 35 м (Рис. 1.4-10);

типа «Ajax» (компании Van Oord, Голландия), производительностью до 300 м/час Рисунок 1.4-10 Российский землесосный снаряд с фрезерным рыхлителем - Диксон (МРТС) Рисунок 1.4-11 Землесосный снаряд с фрезерным рыхлителем - Ajax (Van Oord) В качестве запасного варианта предлагается использовать грейферный черпаковый земснаряд типа «Kahmari 2» (компании Terramare OY Boskalis Nordic OY), Рис. 1.4-12.

Рисунок 1.4-12 Пример грейферного землечерпательного снаряда - Kahmari 2 (Terramare Oy Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Разработанный материал будет временно складироваться вдоль траншеи в пределах полосы строительства (к северу от 1 нитки), что обеспечит минимизацию воздействия на окружающую среду в результате передепонирования донных отложений.

После окончания протаскивания трубопровода через микротоннель продолжается укладка трубопровода традиционным S-методом до глубины 600 м. По окончании работ по протаскиванию и укладке трубопроводов через микротоннель будет выполнена засыпка котлованов. Засыпка будет осуществляться с помощью самоотвозного земснаряда с волочащимся грунтоприёмником типа «Taccola» с использованием ранее извлеченного грунта (Рис. 1.4-13).

Рисунок 1.4-13 Самоотвозной земснаряд с волочащимся грунтоприёмником «Taccola»

1.4.3.2 Земляные работы перед укладкой морского участка Перед укладкой морского трубопровода на участках неровного дна будут производиться земляные работы для корректировки свободных пролётов. Проектными решениями предполагается выполнение следующих земляных работ:

срезка и выравнивание неровностей морского дна;

каменная отсыпка участков неровностей морского дна.

Объёмы планируемых земляных работ представлены в таблице 1.4-5.

Работы по срезке и выравниванию неровностей морского дна планируется выполнить при помощи подводного гидромониторного оборудования (Рис. 1.4-14, 1.4-15).

Данный тип оборудования позволяет осуществлять локализованную корректировку пролётов на больших глубинах. Преимущество данного типа оборудования заключается в том, что оно может поставляться на место проведения работ в обычных контейнерах и устанавливаться на судах обеспечения, имеющих небольшое свободное палубное пространство. В качестве судна обеспечения планируется использовать судно типа «Calamity Jane» (компании Allseas), Рис. 1.4-16.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Таблица 1.4-5 Характеристики и объёмы земляных работ до укладки газопровода Нитки газопровода Работы по срезке/выравниванию морского дна Каменная отсыпка на участках морского дна Рисунок 1.4-14 Оборудование для массовой размывки грунта В качестве запасного варианта рассматривается использование грейфера, Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. установленного на специальном судне обеспечения типа «Tertnes» (Van Oord).

Последующий вывоз разработанного грунта осуществляется с помощью барж на специальную площадку дампинга.

Рисунок 1.4-15 Подводный аппарат для размывки грунта T Рисунок 1.4-16 Судно обеспечения для срезки/выравнивания участков морского дна типа Ликвидация недопустимых пролетов выполняется методом каменной наброски – подсыпки каменно-гравийного материала. При этом производится отсыпка дополнительных гравийных опор, которые уменьшают длину свободного пролета. На рисунках 1.5-17 и 1.5-18 показано специальное судно типа «Tertnes» (Van Oord) для каменной наброски и спускная труба, используемая для каменной наброски на морское дно.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-17 Судно для каменной отсыпки с поддержкой ТПА Рисунок 1.4-18 Судно для каменной отсыпки типа «Tertnes» (Van Oord) 1.4.3.3 Укладка основного морского участка газопровода По технологии укладки газопровода в пределах российского сектора выделяется три участка (Рис. 1.4-19):

Мелководный участок (с глубинами от 0 до 30 м);

Участок средних глубин (от 30 до 600 м);

Глубоководный участок (с глубинами более 600 м).

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-19 Схема укладки трубопровода морского участка газопровода «Южный поток» в Российском секторе Производство работ по укладке трубопровода в пределах Российского сектора Чёрного моря на основном участке с глубиной воды более 26 м заключается в изготовлении и укладке на дно 230 км трубопровода.

На данном участке трубопровод укладывается по поверхности морского дна без заглубления. Укладка трубопровода производится с трубоукладочного судна.

На мелководном участке (0-30 м), а также на участке средних глубин (30-600 м) трубы будут укладываться обычным S-образным способом (Рис. 1.4-20) с применением трубоукладочных судов с динамическим позиционированием или заякоренных судов при поддержке буксировщика для установки якорей, судов для транспортировки труб и, как правило, исследовательское судно.

На глубоководном участке предпочтительным способом укладки является Jобразный способ (Рис. 1.4-21), S-образный способ также остаётся возможным.

Способ J-образной укладки трубопроводов большого диаметра не подходит для мелководья по причине ограниченной подвижности вышки, которая ограничивает конфигурацию изгиба трубопровода на мелководье.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-20 Судно для выполнения S-образной укладки Рисунок 1.4-21 Судно для J-образной укладки на глубоководье Отдельные секции труб длиной около 12 м будут доставляться на трубоукладочное судно, где они будут собраны в непрерывную плеть трубопровода и опускаться на морское дно. Процесс работ на борту трубоукладочного судна включает следующие этапы, которые осуществляются непрерывно:

неразрушающий контроль сварных швов;

подготовка монтажного стыка;

укладка труб на морское дно.

Приварка новых труб к непрерывной плети трубопровода на борту судна будет производиться полу- или полностью автоматизированным способом. Пример сварки монтажного стыка показан на рис. 1.4-22.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-22 Сварка (слева) и автоматическое ультразвуковое тестирование (справа) Монтажные швы проверяются методом неразрушающего контроля. После сварки и неразрушающего контроля монтажные стыки будут покрыты антикоррозионной защитой.

Рассматривались различные варианты защитные покрытия монтажных стыков.

Полиуретановая пена заливается в форму из полиэтиленового листа вокруг стыков для заполнения оставшихся пустот между бетонными покрытиями с каждой стороны стыка.

По окончании процесса соединения монтажных секций судно будет продвигаться далее на расстояние соответствующее длине одной или двух секций труб (12,2 или 24,4 м.). После этой операции продвижения к трубной плети будет присоединена новая секция трубы, как было описано выше.

По мере продвижения судна вперёд непрерывная плеть трубопровода находится в кормовой части судна в воде. Плеть трубопровода поддерживается стингером (плавучими сходнями) длиной 40 – 100 м позади и ниже уровня судна. Стингер предназначен для контроля и поддержки конфигурации трубопровода. Трубная плеть, идущая от стингера до места соприкосновения с морским дном, удерживается постоянно под напряжением во избежание риска продольных трещин и повреждения трубопровода.

Усилие, необходимое для продвижения трубоукладочного судна, обеспечивается рядом якорей или маневровым движителем в случае применения судна с динамическим позиционированием. Расчётная средняя скорость укладки труб составляет 2-3 км в день в зависимости от погодных условий.

Для обеспечения минимальных помех при операциях укладки труб со стороны морской навигации вокруг трубоукладочного судна будет создана особая зона в пределах от 2500 до 3000м от места расположения самого дальнего якоря. Не санкционированные проходы судов, в т.ч. рыболовные суда, не будут допускаться в указанную зону.

Пересечение береговой линии будет осуществляться путем протаскивания через микротоннель наращиваемой с берегового участка плети трубопровода на ТУС при помощи тяговой лебёдки или путём проталкивания трубопровода с берега с Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. наращиванием плети на берегу. Будет применяться трубоукладочная баржа с осадкой, позволяющей работать на глубине воды 20 м. Для укладки трубы на прибрежном участке (глубиной 23-30 м) планируется использовать ТУБ типа «Tog Mor» (компании Allseas) (Рис. 1.4-23).

Рисунок 1.4-23 ТУБ «Tog Mor» (Allseas) для укладки на мелководье В качестве трубоукладочного судна на глубинах 30-600 м проектом предусмотрено использование судна типа «Saipem Castoro Sei», которое является якорным трубоукладочным судном (Рис. 1.4-24). На глубоководном участке (более 600 м) проектом предусмотрено использование судна типа «Saipem 7000». Суда позиционируются при помощи якорных судов, которые манипулируют якорями, прикреплёнными непосредственно к лебёдкам, и управляемыми при помощи кабелей.

Суда для установки якорей, как правило, крупногабаритные общей длиной порядка 80 м. Кроме того, для одного трубоукладочного судна требуется одно судно снабжения.

Установка якорей и снабжение будет осуществляться при помощи универсального судна «Normand Neptune» (Рис. 1.4-25).

Рисунок 1.4-24 Трубоукладочное судно «Castoro Sei» (Saipem S.p.A) на глубинах 30-600 м (а). Трубоукладочное судно для J-образной укладки на глубоководье S-7000 на Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Для транспортировки труб к трубоукладочной барже будет использоваться судно трубовоз (судно обеспечения) типа «Normand Flipper», грузоподъёмностью 4,276 тонн (рис. 1.4-26, а). При строительстве будут также использоваться суда обеспечения, которые осуществляют транспортировку топлива, воды, оборудования, материалов, провизии к трубоукладочным судам. В качестве судна обеспечения планируется использовать судно типа Normand Mermaid, грузоподъёмностью 4,060 т (рис. 1.4-26, б).

Рисунок 1.4-25 Универсальное судно снабжения «Normand Neptune» (Solstad Offshore ASA) и судно для якорного позиционирования Рисунок 1.4-26 Трубовоз «Normand Flipper» (Solstad Offshore ASA), (а) судно обеспечения «Normand Mermaid» (Solstad Offshore ASA), (б) Для проведения гидрографических исследований при строительстве морского участка газопровода «Южный поток» планируется использовать судно типа «GSP Prince (GSP)» Рис. 1.4-27.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-27 Судно для проведения гидрографических работ GSP Prince (GSP) 1.4.3.4 Земляные работы после укладки трубопровода После укладки морского трубопровода будут производиться земляные работы для корректировки свободных пролётов. Проектными решениями предполагается выполнение следующих земляных работ:

заглубление трубопровода;

заглубление трубопровода с дополнительной засыпкой;

каменная подсыпка участков неровностей морского дна.

Объёмы планируемых земляных работ после укладки представлены в таблице 1.4-6.

Таблица 1.4-6 Характеристики и объёмы земляных работ после укладки газопровода Нитки газопровода Работы по заглублению трубопровода Работы по заглублению трубопровода с дополнительной засыпкой Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Нитки KP/ПК проведения работ, выемки/засыпки, Материал газопровода Работы по каменной подсыпке на участках морского дна Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Заглубление трубопровода Для защиты, стабилизации или корректировки безопорных пролетов предполагается использовать систему заглубления трубопроводов (траншеекопатель с фрезой) типа «Beluga» (Рис. 1.4-28) от компании Saipem, работающую на глубине до 2250 м с очень мягкими и скалистыми грунтами. Данное оборудование представляет собой плавучий аппарат, медленно двигающийся над трубой, состоящий из двух режущих дисков и двух всасывающих насосов в задней части для вывода извлеченного грунта из траншеи. В качестве судна обеспечения для данного оборудования планируется использовать судно типа «Calamity Jane» (компании Allseas).

Рисунок 1.4-28 Calamity Jane (Allseas) и «Beluga» – Пример оборудования для рытья Корректировка свободных пролетов и засыпка трубопровода После укладки трубопровода на участках неровного дна будут образовываться свободные пролеты. В таких случаях, когда трубопровод будет испытывать недопустимые напряжения и (или) вихревые вибрации, будут выполнены работы по корректировке свободных пролетов, для чего проектом предусмотрено создание опор из гравийнокаменного материала расчетной крупности (Рис. 1.4-29).

Ликвидация недопустимых пролетов выполняется методом каменной наброски – подсыпки скального грунта. При этом производится отсыпка дополнительных гравийных опор, которые уменьшают длину свободного пролета.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Рисунок 1.4-29 Корректировка свободных пролетов Для подсыпки свободных пролётов, а также засыпки участков газопровода используется специальное судно типа «Tertnes» (Van Oord) с гибкой сбросной трубой (Рис. 1.4-30).

Рисунок 1.4-30 Судно с гибкой спускной трубой, распределяющей каменный материал 1.4.4 Пересечение коммуникаций Трасса морского газопровода «Южный поток» в пределах российского участка пересекает 12 кабелей, которые относятся к трём основным волоконно-оптическим кабельным системам BS-FOCS, ITUR и CAUCASUS:

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Черноморская оптоволоконная кабельная система BS-FOCS, соединяющая Варну (Болгария), Одессу (Украина) и Новороссийск (Россия).

Сеть ITUR (Италия-Турция-Украина-Россия) соединяет Палермо (Италия), Стамбул (Турция), Одессу (Украина) и Новороссийск (Россия).

Оптоволоконный кабель CAUCASUS проходит из Варны (Болгария) в Поти В том числе идентифицированы также региональные кабели, не зарегистрированные в базе данных ICPC, но их трассы указаны на морских картах:

Из Феодосии (Украина) в Новороссийск (Россия).

Из Мангалии (Румыния) в Игнадеа (Болгария) и Стамбул.

Из Варны в Игнадеа (Болгария) и Стамбул.

При строительстве газопровода будут приняты меры по обеспечению безопасности пересечений. Возможны различные варианты безопасной реализации пересечений:

установка матов или опорных донных настилов;

установка подпорок и поперечин с использованием труб большого диаметра из полиэтилена высокой плотности, каменные бермы, бетонные подпорки.

Выбор того или иного варианта пересечения зависит как от конкретных условий среды в месте пересечения, так и от требований владельца пересекаемого объекта.

1.4.5 Испытания и подготовка к эксплуатации Работы по очистке полости и испытанию трубопровода проводятся для всех четырёх ниток на участке длиной 4,3 км, включающем участки берегового примыкания и микротоннелирования. Глубоководный участок в пределах российского сектора газопровода «Южный поток» испытываться не будет.

Испытательный участок газопровода на российском берегу начинается от стационарной камеры запуска ДОУ и заканчивается временной камерой приема ДОУ на морском участке на глубине 30 м.

На испытываемом участке длиной 4,3 км будут проводиться следующие виды работ:

Промывка, калибровка и очистка внутренней полости морского трубопровода для удаления механических примесей;

Заполнение морского трубопровода водой (заполнение производится в процессе промывки и калибровки);

Проведение гидроиспытаний (Рисп=1,1Рр);

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Удаление воды из полости трубы и промывка от соли;

Осушка с целью удаления остаточной воды.

Для заполнения и гидроиспытаний трубопровода используется морская вода. Забор воды предусматривается осуществлять в месте выхода микротоннеля (изобата 30 м), с глубины 2 м от поверхности воды. После завершения испытаний вода сбрасывается в том же месте. Забор и выпуск воды предполагается производить с помощью плавучей насосной станции или землесосного снаряда. Водозаборные сооружения оснащены рыбозащитными устройствами в соответствии со СНиП 2.06.07-87. Типовое насосное оборудование представлено на Рис. 1.4-31.

Рисунок 1.4-31 Насосное оборудование и защитные устройства для забора воды на В процессе вытеснения воды из трубопровода на российском берегу будут приниматься поршни-разделители. При приеме поршней вода перед каждым из них отводится в амбар-отстойник для предварительной проверки (и если необходимо для очистки). Общее количество промывочной воды, направляемой в очистительное сооружение после очистки четырёх ниток – 800 м.

Для проведения гидроиспытаний каждой нитки необходимо дополнительно 1800 м морской воды (всего 7200 м для 4-х ниток). Для заполнения морского участка используется отфильтрованная морская вода.

Таким образом, общий объем морской воды, необходимой для гидроиспытания всех 4-х ниток составит 8000 м.

Очистка и калибровка внутренней полости трубы осуществляется пропуском как минимум четырех очистных поршней с калибровочными дисками. Для подъема давления используется временная насосная станция, расположенная на судне. Вытеснение воды из газопровода будет производиться с помощью сухого сжатого воздуха.

Перед удалением воды предусмотрен запуск нескольких очистных поршней для удаления осадка (карбоната кальция) на поверхности трубы. Скорость движения поршней Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. составляет 0,5 – 1,0 м/с, чтобы поршни не были заблокированы и не пропустили воздух.

Все поршни должны быть оснащены датчиками для определения местоположения поршней. Выпуск воды после гидроиспытаний будет осуществляться на специальное плавучее судно и впоследствии, после анализа, условно-чистая вода будет сбрасываться в море.

1.4.6 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.

1.4.7 График строительства Проект начался с разработки технико-экономического обоснования, в ходе которой были выполнены тщательный анализ и исследовательские работы в акватории Чёрного 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 2014 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 нитки морского участка газопровода в пределах Российского сектора:

июнь 2014 - декабрь 2014;

Укладка 2 нитки морского участка газопровода в пределах Российского сектора:

ноябрь 2014 - ноябрь 2015;

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Укладка 3 нитки морского участка газопровода в пределах Российского сектора:

май 2015 - май 2016;

Укладка 4 нитки морского участка газопровода в пределах Российского сектора:

ноябрь 2015 - ноябрь 2016.

Дноуглубительные работы после укладки планируется выполнить с августа 2015 по ноябрь 2017.

Ввод в эксплуатацию 1 нитки запланирован на конец 2015 г, 2 нитки - на конец 2016 г, 3 нитки – на середину 2017 г, 4 нитки – на конец 2017 г.

1.5 Описание возможных видов воздействия на окружающую среду намечаемой Трасса морского участка газопровода «Южный поток» на участке российского сектора характеризуется следующими особыми условиями строительства:

сосредоточение значительных экологических интересов, включая районы, значимые с точки зрения флоры и фауны, туризма;

наличие районов, находящихся под охраной федеральных, региональных и местных законодательных актов по охране окружающей среды, включая:

наличие природных заповедников, находящихся под защитой национальных наличие районов, имеющих большое значение для воспроизводства рыбных интенсивное судоходство;

действующие кабели связи в Чёрном море;

наличие зон рыболовства с использованием донных рыболовных тралов;

наличие территорий, объектов и коммуникаций МО РФ и ФСБ.

Проектом предусмотрено соблюдение норм, требований и ограничений в области охраны окружающей среды с учетом воздействия техногенных источников на природные объекты. По возможным воздействиям на компоненты окружающей среды выделены следующие источники:

источники воздействия на воздушную среду;

источники воздействия на морскую воду;

источники воздействия на геологическую среду;

источники воздействия на морскую биоту;

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. источники воздействия на социально-экономическую среду.

В пространственном отношении источники загрязнения окружающей среды подразделяются на точечные, площадные и линейные. Проектом предусматривается строительство линейных объектов – нитки газопровода. Плавсредства, используемые при строительстве можно рассматривать как площадной источник (совокупность точечных).

Во временном отношении все источники воздействия на окружающую среду можно классифицировать как краткосрочные - характерные для периода проведения строительно-монтажных работ.

Воздействие различных источников на окружающую среду можно разделить на типы: механическое, химическое и физическое.

Основным видом воздействия на атмосферный воздух является химическое загрязнение вредными веществами при работе плавсредств.

Физическое воздействие характеризуется повышенным акустическим фоном при работе плавсредств.

Прогнозируется механическое (работы по заглублению трубы, подсыпка грунта для обеспечения устойчивости трубопровода) и возможно незначительное химическое воздействие на донные грунты Чёрного моря.

Ограничение ареала обитания и звуки работающей техники будут являться значимыми факторами беспокойства для представителей животного мира.

Проведение дноглубительных работ, подсыпка грунта приведет к частичному уничтожению кормовой базы рыб, частичному уничтожению ранней молоди рыб и временному частичному сокращению площадей местообитания рыб.

Анализ перечисленных выше техногенных источников, последствий их воздействия 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 последствия строительства и эксплуатации морского участка газопровода «Южный поток» приведены в таблице 1.5-1.

Таблица 1.5-1 Потенциально возможные воздействия при строительстве и эксплуатации газопровода на окружающую среду № Компоненты Факторы нарушения 1. Атмосфера Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. № Компоненты Факторы нарушения Геологическая Шумовые воздействия. Использование при строительстве Временное отчуждение 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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 1.6.1 Международные природоохранные правовые акты В данном разделе рассмотрены основные международные конвенции и соглашения, имеющие отношение к проекту строительства морского участка газопровода «Южный поток». Основные международные конвенции и договоры, ратифицированные, подписанные или принятые РФ, приведены ниже.

Основные международные конвенции и договоры, ратифицированные и подписанные РФ Международная конвенция по предотвращению загрязнения с судов от 2.11.1973, измененная Протоколом 1978 г. (МАРПОЛ 73/78) (Лондон, Великобритания).

Конвенция по предотвращению загрязнения моря сбросами отходов и других материалов от 29.12.1972 («Лондонская конвенция по сбросам») (Лондон, Великобритания; Мехико, Мексика; Москва, Российская Федерация; Вашингтон, США) Базельская Конвенция о контроле за трансграничной перевозкой опасных отходов и их удалением, Базель, 1990 г.

Конвенция ООН по морскому праву, Монтего-Бей, 1982 г.

Конвенция о защите Черного моря от загрязнения 1992 г. (вступила в силу в 1994 году после её ратификации всеми государствами-участниками) (Бухарест, 21 апреля 1992 года) Конвенция об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном контексте, г.

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

Международная конвенция по предотвращению загрязнения моря нефтью, Лондон, 12 мая 1954 года.

Женевская конвенция об открытом море, 1958 г.

Международная Конвенция СОЛАС-74.

Международная Конвенция об ответственности и компенсации за ущерб в связи с перевозкой морем опасных и вредных веществ, Лондон, 3 мая 1996 года.

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 Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. 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».

Конвенция по предотвращению загрязнения с судов (МАРПОЛ), Лондон, 1973 г.

Конвенция по предотвращению загрязнения с судов (далее – МАРПОЛ) подписана в 1973г., вступила в силу 30 августа 1975г. Конвенция ратифицирована СССР 15 декабря 1975 г.

Конвенция направлена на предотвращение загрязнения морской среды вредными веществами или стоками, содержащими такие вещества. Санкции за нарушение положений Конвенции устанавливаются законодательством конкретного Государства, под чьим флагом ходит судно. Регулирование соответствующих вопросов осуществляется только на национальном уровне. Проверки ограничены территориальным морем соответствующих государств, а в открытом море так называемым принципом государственного флага в отношении судов, плавающих под индивидуальным государственным флагом.

В соответствии со статьей 8 при инциденте, связанном со сбросом вредных веществ, необходимо сообщить об инциденте в соответствии с положениями Протокола Конвенции.

Данная Конвенция и Конвенция ООН по морскому праву придают Чёрному морю специальный статус, из-за чего любые сбросы являются незаконными. Его статус в качестве особого района означает запрет на сброс следующих веществ:

смесей с содержанием нефти за небольшими исключениями (небольшие количества с малых судов);

других вредных веществ (химикатов), перевозимых как насыпной или наливной продезинфицированы;

корабельных отходов.

Конвенция по предотвращению загрязнения моря сбросами отходов и других материалов, Конвенция по предотвращению загрязнения моря сбросами отходов и других материалов была подготовлена 29 декабря 1972 и вступила в силу 30 августа 1975г.

Конвенция ратифицирована СССР 15 декабря 1975г.

Конвенции предназначена для усиления мер по предотвращению загрязнения моря сбросами отходов и других материалов, которые могут представлять опасность для Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. здоровья людей, повредить живым ресурсам и жизни в море и нанести ущерб зонам отдыха.

Под «сбросом» понимается любое преднамеренное удаление в море отходов или других материалов с судов, платформ и т.д. «Сбросом» не считается удаление отходов и материалов, являющихся результатом нормальной эксплуатации судов, платформ и т.д.

Базельская Конвенция о контроле за трансграничной перевозкой опасных отходов и их удалением, Базель, 1990 г.

Конвенция по предотвращению загрязнения моря сбросами отходов и других материалов была подготовлена 22 марта 1989г. Ратифицирована Российской Федерацией Федеральным законом от 25.11.1994 г. №49-ФЗ.

Настоящая Конвенция направлена на безопасность трансграничных перевозок опасных отходов. При осуществлении хозяйственной деятельности должны приниматься следующие меры:

обеспечить сведение к минимуму производства опасных и других отходов в своих пределах с учетом социальных, технических и экономических аспектов;

обеспечить наличие соответствующих объектов по удалению для экономически обоснованного использования опасных и других отходов независимо от места их свести к минимуму трансграничную перевозку опасных и других отходов в результате экологически обоснованного и эффективного использования таких оградить здоровье человека и окружающую среду от отрицательного воздействия, вызванного трансграничной перевозкой отходов.

Учитывая приграничную и транспортную роль региона Чёрного моря, значение этой Конвенции с каждым годом возрастает, тем более, что сама по себе проблема импортаэкспорта токсичных отходов стала в последнее годы одной из наиболее значимых.

Конвенция ООН по морскому праву, Монтего-Бей, 1982 г.

Конвенция ООН по морскому праву (1982) и предшествовавшая ей Конвенция ООН по международным водам (1958) устанавливают международную законодательную базу, дополняемую двусторонними соглашениями по морским границам между соседними странами. Конвенция ООН по морскому праву (1982) также включает положения по охране окружающей среды и особые положения, касающиеся закрытых и полузакрытых морей.

Конвенция предоставляет государствам определенные ограниченные полномочия в отношении предъявления экологических требований ко всем иностранным судам в их экономических зонах. Вопросы защиты окружающей среды от загрязнений, вызванных Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. судоходством, разработаны особенно тщательно. Конвенция включает в себя запрет на сброс нефти, химикатов, отработанной воды и топлива корабельных двигателей.

Соблюдение этих запретов является объектом постоянного контроля.

Конвенция о защите Черного моря от загрязнения 1992 г. (вступила в силу в году после её ратификации всеми государствами-участниками).

Международная конвенция, подписанная Болгарией, Грузией, Россией, Румынией, Турцией и Украиной в 1992 году в Бухаресте (Румыния). Конвенция посвящена совместным мерам по предотвращению и сокращению загрязнения морской среды Черного моря и борьбы с ним, а также ее защите и сохранению. Конкретные меры содержатся в трех протоколах, являющихся неотъемлемой частью Конвенции: Протокол о защите морской среды Черного моря от загрязнения из береговых источников; Протокол о сотрудничестве в борьбе с загрязнением морской среды Черного моря нефтью и другими вредными веществами в аварийных ситуациях; Протокол о защите морской среды Черного моря от загрязнения в результате сбросов.

Конвенция охватывает:

загрязнение с судов;

загрязнение, вызываемое захоронением (преднамеренным удалением отходов или иных материалов с судов или летательных аппаратов, или самих судов и летательных аппаратов);

загрязнение из находящихся на суше источников;

загрязнение, вызываемое или связанное с деятельностью на континентальном шельфе, включая разведку и разработку природных ресурсов континентального загрязнение нефтью и другими вредными веществами в чрезвычайных ситуациях;

загрязнение из атмосферы или через нее;

загрязнение в результате трансграничного перемещения опасных отходов;

загрязнение из любых источников опасными веществами и материалами, указанными в Приложении к Конвенции (статьи VI-XIV).

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 Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Конвенцией Эспо). Российская Федерация подписала Конвенцию, но не ратифицировала и не является ее Стороной.

Международная конвенция по предотвращению загрязнения моря нефтью, Лондон, 12 мая 1954 года.

Данная конвенция определяет, что на все суда должно быть распространено требование об оборудовании их таким образом, чтобы была предотвращена утечка топливной нефти или тяжелого дизельного топлива в льяльных водах, содержимое которых сливается в море без предварительной очистки в нефтеводяном сепараторе.

Женевская конвенция об открытом море, 1958 г.

Определяет, что каждое государство обязано принимать необходимые меры для обеспечения безопасности в море судов, плавающих под его флагом, в частности, в том, что касается:

пользования сигналами, поддержания связи и предупреждения столкновения, комплектования и условий труда экипажей судов, с учетом подлежащих применению международных актов, касающихся вопросов труда, конструкции, оснащения судов и их мореходных качеств.

Каждое государство обязано издавать правила для предупреждения загрязнения морской воды нефтью с судов.

Международная Конвенция СОЛАС-74 и Протокол 1988 к ней с поправками 1993-1999 гг., которая вошла, в частности, в Правила Российского Морского Регистра Судоходства (РМРС).

Конвенция СОЛАС-74:

устанавливает всесторонний ряд минимальных стандартов по безопасной (противопожарному, навигационному, спасательному, радиооборудованию и др.), которое должно находиться на борту;

требует, чтобы судно и его оборудование поддерживались в состоянии, гарантирующем пригодность для выхода в море без опасности для судна и людей, находящихся на борту;

содержит эксплуатационные инструкции, в частности, по порядку действий в случае аварии, и предусматривает регулярные освидетельствования и судна и его оборудования, выдачу свидетельств о соответствии.

Международная Конвенция об ответственности и компенсации за ущерб в связи с перевозкой морем опасных и вредных веществ, Лондон, 3 мая 1996 года.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Данная конвенция определяет границы ответственности и размеры компенсаций в случае причиненного ущерба в результате загрязнения окружающей среды, а также порядок выплаты таких компенсаций.

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 морских газопроводов и подготовки оценки воздействия намечаемой деятельности на окружающую среду составляют следующие документы:

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

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

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

О недрах №2395-1от 21 февраля 1992.

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

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

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

Об экологической экспертизе № 174-ФЗ от 23.11.95.

О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне №155-ФЗ О континентальном шельфе Российской Федерации № 187-ФЗ от 30 ноября 1995 г.

Об исключительной экономической зоне Российской Федерации № 191-ФЗ от Постановление Правительства РФ от 10.03.2000 N 208 «Об утверждении Правил разработки и утверждения нормативов предельно допустимых концентраций вредных веществ и нормативов предельно допустимых вредных воздействий на морскую среду и природные ресурсы внутренних морских вод и территориального моря Российской Федерации».

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 Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. внедрения новых технологических процессов, влияющих на состояние водных биологических ресурсов и среду их обитания».

Более подробный перечень природоохранного законодательства в области охраны окружающей среды представлен в Приложении 1.

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 № 7-ФЗ от 10 января 2002 г.

Об экологической экспертизе 174-ФЗ от 23.11.95 №.

Положение об оценке воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации, (утв. приказом Госкомэкологии РФ от 16.05.00 г. № 372).

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 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1.

2 ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ

2.1 Особо охраняемые природные территории Проектируемый объект расположен вне границ особо охраняемых территорий (ООПТ) федерального, регионального и местного значений (Приложение И. Тома 5.1.4, арх. ном. 6976.101.004.21.14.05.01.04(2)-3).

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. Постановлением правительства РФ от 22.10.2012 № 1087 «О частичном изменении постановления Совета Министров РСФСР от 30 января 1985 г. № 45» внесены корректировки границ зон горносанитарной охраны, согласно которым проектируемый газопровод полностью расположен вне зон горно-санитарной охраны курорта Анапа (Приложение В).

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.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Анапская банка Трасса проектируемого газопровода на участке от KP 1.340 до KP 9 размещена в районе запретном для добычи (вылова) водных биоресурсов (утвержден Приказом Федерального агентства по рыболовству от 08.09.2008 г. № 149). Однако, ограничения хозяйственной деятельности в данном районе касаются только рыболовства (запрет на использование тралящих, драгирующих орудий лова и ставных сетей с ячей более 5 см) и не распространяются на другие виды хозяйственной деятельности.

Месторождения полезных ископаемых Для получения информации о наличии месторождений полезных ископаемых были подготовлены запросы в Управление по недропользованию по Краснодарскому краю № 1948 от 30.03.2011 г. (исх. № 01-02/1406 от 29.04.2011 г.) и Федеральное агентство по недропользованию (исх. № 3229 от 11.05.2011 г.). Получены ответы об отсутствии разведанных и учтенных государственным балансом запасов полезных ископаемых на 6976.101.004.21.14.05.01.04(2)-3).

2.2 Ареалы редких видов животных и растений В зоне строительства морского участка проектируемого газопровода и на прилежащей акватории могут встречаться объекты животного и растительного мира, занесенные в Красные книги РФ и Краснодарского края (Эколого-экономическое обоснование..., 2009). Сведения о потенциальном составе охраняемых видов морских водорослей этого участка побережья приведены в таблице 2.2-1.

Присутствие в составе прибрежных зарослей макрофитов красной водоросли филлофоры курчавой (Phyllophora crispa (Hudson) P.S. Dixon) было зафиксировано в ходе экспедиционных исследований в рамках инженерно-экологических изысканий на стадии «Обоснование инвестиций» (Комплексные..., 2009; Приложение…), а в августе 2011 г.

филлофора также была обнаружена на прибрежном участке, на ст. 2с, 3с, 11с (картосхема Приложения К.14.1, Тома 5.1.4, арх. ном. 6976.101.004.21.14.05.01.04(3)-3).. Филлофора – многолетняя багрянка, встречающаяся в сублиторали на глубине от 10 до 15–18 м (рисунок 2.2-1, А). Этот вид водорослей включен в Красные книги Краснодарского края (2007) и РФ (2008) в категории 2 – уязвимый вид, а также в Соглашение о сохранении биоразнообразия и ландшафтов Конвенции по защите Черного моря от загрязнения (The Black Sea Biodiversity..., 2002) в категории E – виды, находящиеся под угрозой исчезновения.

Помимо филлофоры были обнаружены еще два нуждающихся в охране вида водорослей: кладофоропсис пленчатый и кладостефус губчатый.

Часть 1 Подводный участок 16/13/2013-П-ООС1.ПУ1. Таблица 2.2-1 Охраняемые таксоны альгофлоры, потенциально обитающие в зоне размещения газопровода 1 Кладофоропсис пленчатый** Cladophoropsis embranacea Siphonocladus pusillus 3 Грателупия дихотомическая Grateloupia dichotoma Phyllophora crispa = P. nervosa Lomentaria compressa 6 Гипоглоссум низкоязычковый Hypoglossum hypoglossoides 7 Диптеросифония негнущаяся Dipterosiphonia rigens Arthrocladia villosa 10 Дилофус спиральный Dilophus 11 Кладостефус губчатый** Cladostephus spongiosus 12 Стипокаулон метловидный Stypocaulon scoparium 13 Стилофора тонкая Stilophora tenella * 2 – вид с сокращающейся численностью, 3 – редкий вид, 5 – недостаточно изученный вид.

** виды, обнаруженные в ходе экспедиционных работ 2011 г.