На главную
На главную

СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»

Настоящие нормы распространяются на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них с условным диаметром до 1400 включительно с избыточным давлением среды свыше 1,2 Мпа (12 кгс/см2) до 10 Мпа (100 кгс/см2) (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах). Настоящие нормы не распространяются на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, а также трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, а также трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 градусов С.

Обозначение: СНиП 2.05.06-85*
Название рус.: Магистральные трубопроводы
Статус: действующий
Заменяет собой: СНиП II-45-75
Дата актуализации текста: 01.01.2009
Дата добавления в базу: 29.04.2009
Дата введения в действие: 01.01.1986
Разработан: ВНИИСТ Миннефтегазстроя 105058, Москва, Окружной проезд, 19, ВНИИСТ
ЮжНИИГипрогаз
Государственный газовый надзор СССР
ВНИИГаз Мингазпрома 142717, Московская обл. п. Развилка, ВНИИГАЗ
Гипротрубопровод Миннефтепрома г. Москва, ул. Добролюбова, д. 16. корп. 1
МИНХ и ГП им. И.М. Губкина Минвуза СССР
Утвержден: Госстрой СССР (30.03.1985)
Опубликован: ГУП ЦПП № 1997

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

МАГИСТРАЛЬНЫЕТРУБОПРОВОДЫ

СНиП 2.05.06-85*

 

Москва 1997

 

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИСТ Миннефтегазстроя(канд. техн. наук И.Д. Красулин - руководитель темы,кандидаты техн. наук В.В. Рождественский, А.Б. Айнбиндер,инж. Л.А. Соловьева, кандидаты техн. наукВ. Ф. Храмихина, А. С. Болотов, Н. П. Глазов, С.И. Левин, В.В. Спиридонов, А.С. Гехман, В.В. Притула, В. Д. Тарлинский,А. Д. Яблоков) с участием ЮжНИИГипрогаза (И.И. Панков и Н.Н. Желудков),Государственного газового надзора СССР Р. Г. Торопова), ВНИИГаза Мингазпрома (кандидаты техн. наук С.В. Карпов и 3.И. Нефедова), ГипротрубопроводаМиннефтепрома .А. Алимов) и МИНХиГП им. И.М. Губкина Минвуза СССР (д-р техн.наук, проф. Л.Г. Телегин).

ВНЕСЕНЫ Миннефтегазстроем.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Главтехнормированием Госстроя СССР (И. В. Сессин).

ПОДГОТОВЛЕНЫ К ПЕРЕИЗДАНИЮ Управлениемтехнормирования Минстроя России (Н.А.Шишов)

СНиП 2.05.06-85* являетсяпереизданием СНиП 2.05.06-85 с изменениями № 1, № 2, утвержденнымипостановлениями Госстроя СССР от 8 января 1987 г. № 1, от 13 июля 1990 г. № 61,и изменением № 3, утвержденным постановлением Минстроя России от 10 ноября 1966г. № 18-78.

Пункты и таблицы, в которыевнесены изменения, отмечены в настоящих строительных нормах и правилах звездочкой.

Припользовании нормативным документом следует учитывать утвержденныеизменения строительных норм и правил и государственных стандартов, публикуемыев журнале „Бюллетеньстроительной техники"Госстроя СССР и информационном указателе „Государственные стандарты СССР" Госстандарта.

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДОВ

4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАПОРНОЙ И ДРУГОЙ АРМАТУРЫ НА ТРУБОПРОВОДАХ

5. ПОДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ ШАХТНЫХ РАЗРАБОТОК

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

6. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

ПОДВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

ПОДЗЕМНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ

7. НАДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛОВ

НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ И НАЗЕМНЫХ (В НАСЫПИ) ТРУБОПРОВОДОВ

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

КОМПЕНСАТОРЫ

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ

9. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ ЗАЩИТНЫМИ ПОКРЫТИЯМИ

ЗАЩИТА НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ АТМОСФЕРНОЙ КОРРОЗИИ

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

11. ЛИНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИ ТРУБОПРОВОДОВ

12. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

13. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ

СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

ИЗДЕЛИЯ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ПРОТИВ ВСПЛЫТИЯ

МАТЕРИАЛЫ,  ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ Рекомендуемое

ГРАФИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТРОЙНИКОВ hв

 

Госстрой СССР

Строительные нормы и правила

СНиП 2.05.06-85*

Магистральные трубопроводы

Взамен СНиП
II-45-75

 

Настоящие нормыраспространяются на проектирование новых и реконструируемых магистральныхтрубопроводов и ответвлений от них с условным диаметром до 1400 мм включ. с избыточным давлением среды свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2)до 10 МПа (100 кгс/см2) (при одиночнойпрокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

а) нефти, нефтепродуктов (в том числе стабильногоконденсата и стабильного бензина), природного, нефтяного и искусственногоуглеводородных газов из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления(нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, газораспределительных станций,отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий и портов);

б) сжиженных углеводородныхгазов фракций С3 и С4 и их смесей, нестабильного бензина иконденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостьюнасыщенных паров при температуре плюс 40° С не свыше 1,6 МПа (16 кгс/см2) израйонов их добычи (промыслов) или производства (отголовных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

в) товарной продукции впределах компрессорных (КС) и нефтеперекачивающих станций (НПС), станций подземного хранения газа (СПХГ), дожимных компрессорных станций (ДКС), газораспределительных станций (ГРС) и узлов замера расхода газа (УЗРГ);

г) импульсного, топливного ипускового газа для КС, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ ипунктов редуцирования газа (ПРГ).

В состав магистральныхтрубопроводов входят:

трубопровод (от места выходас промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) сответвлениями и лупингами, запорной арматурой,переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС, УЗРГ, ПРГ, узлами пуска и приема очистныхустройств, конденсатосборниками и устройствами дляввода метанола;

установки электрохимическойзащиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи,средства телемеханики трубопроводов;

линии электропередачи,предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения идистанционного управления запорной арматурой иустановками электрохимической защиты трубопроводов;

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары дляаварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;

здания и сооружения линейнойслужбы эксплуатации трубопроводов;

постоянные дороги ивертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды кним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

головные и промежуточныеперекачивающие и наливные насосные станции, резервуарныепарки, КС и ГРС;

СПХГ;

пункты подогрева нефти инефтепродуктов;

указатели ипредупредительные знаки.

Настоящие нормы нераспространяются на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территориигородов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, а такжетрубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти,нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионныевоздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 °С.

Проектированиетрубопроводов, предназначенных для транспортирования стабильного конденсата истабильного бензина, следует производить в соответствии с требованияминастоящих норм, предъявляемыми к нефтепроводам.

К стабильному конденсату ибензину следует относить углеводороды и их смеси, имеющие при температуре плюс20 °С упругость насыщенных паров менее 0,2 МПа (2 кгс/см2) (абс).

Проектирование трубопроводовсжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °С свыше 0,2 МПа (2 кгс/см2)- сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильногоконденсата и других сжиженных углеводородов - следует осуществлять всоответствии с требованиями, изложенными в разд. 12.

Проектирование зданий и сооружений,в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ГРС,СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии стребованиями нормативных документов попроектированию соответствующих зданий и сооружений, утвержденных ГосстроемСССР, с учетом требований настоящих норм.

 

Внесены
Миннефтегазстроем

Утверждены
постановлением
Госстроя СССР
от 30 марта 1985 г. 30

Срок
введения
в действие
1 января 1986 г.

 

Проектирование газопроводовдавлением 1,2 МПа (12 кгс/см2)и менее, нефтепроводов и нефтепродуктопроводовдавлением до 2,5 МПа (25 кгс/см2),предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельныхпредприятий, следует осуществлять в соответствии стребованиями СНиП 2.04.08-87*, СНиП 2.11.03-93 и СНиП 2.05.13-83.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Магистральные трубопроводы(газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы)1следует прокладывать подземно (подземная прокладка).

Прокладка трубопроводов поповерхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземнаяпрокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании вслучаях, приведенных в п. 7.1. При этом должныпредусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

__________

1 В тексте норм, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов: "магистральный (е)трубопровод)" будет употреблятьсяслово "трубопровод (ы)".

1.2.Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другимдействующим или проектируемым магистральным трубопроводам - в техническомкоридоре.

1.3.Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит понимать системупараллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных длятранспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородныхгазов) или газа (газового конденсата).

В отдельных случаях притехнико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работытрубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоренефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

1.4.Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределаходного технического коридора и расстояния между этими коридорами определяютсясогласно строительным нормам и правилам, утвержденным в установленном порядке.

1.5.Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенныхпунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов,железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и другиханалогичных объектов.

1.6.Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможностиповреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг нихустанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этихзонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охранымагистральных трубопроводов.

1.7.Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающихв трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортированияпродукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий,прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степеньохлаждения транспортируемого продукта решается припроектировании.

1.8.Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализациистроительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводскойизоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартныхи типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарныхусловиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые впроекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатациютрубопроводов.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ МАГИСТРАЛЬНЫХТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Магистральные газопроводы взависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I      - при рабочем давлении свыше2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до 100 кгс/см2)включ.;

II     - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа(свыше 12 до 25 кгс/см2) включ.

2.2.Магистральные нефтепроводы  инефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются начетыре класса, мм:

I      - при условном диаметре свыше 1000 до 1200включ.;

II     - то же, свыше 500 до 1000 включ.;

III    - то же, свыше 300 до 500 включ.;

IV   - 300 и менее.

2.3.Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требованияк которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контролясварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл. 1.

Таблица 1

 

Категория трубопровода и его участка

Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m

Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества

Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода

В

0,60

Принимается

I

0,75

по

II

0,75

СНиП III-42-80*

III

0,90

 

IV

0,90

 

Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

 

2.4. Категории магистральныхтрубопроводов следует принимать по табл. 2.

Таблица 2

Назначение трубопровода

Категория трубопровода при прокладке

подземной

наземной и надземной

Для транспортирования природного газа:

IV

III

а) диаметром менее 1200 мм

 

 

б) диаметром 1200 мм и более

III

III

в) в северной строительно-климатической зоне

III

III

Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:

 

 

а) диаметром менее 700 мм

IV

III

б) диаметром 700 мм и более

III

III

в) в северной строительно-климатической зоне

III

III

 

2.5. Категории участков магистральныхтрубопроводов следует принимать по табл. 3*.

Таблица 3*

Назначение участков трубопроводов

Категория участков

газопроводов при прокладке

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

подземной

наземной

надземной

подземной

наземной

надземной

1. Переходы через водные преграды:

 

 

 

 

 

 

а) судоходные - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:

 

 

 

 

 

 

1000 и более

I

-

I

В

-

В

менее 1000

I

-

I

I

-

I

б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 5 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:

 

 

 

 

 

 

1000 и более

I

-

I

В

-

I

менее 1000

I

-

I

I

-

I

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м - в русловой части, оросительные и деривационные каналы

I

-

II

I

-

I

г) горные потоки (реки)

I

-

II

I

-

I

д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:

 

 

 

 

 

 

700 и более

I

-

II

I

-

I

менее 700

II

-

II

I

-

I

е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10 %-ной обеспеченности

-

-

-

I

-

II

2. Переходы через болота типа:

 

 

 

 

 

 

а) I

III

III

III

II, III1

II, III1

II, III1

б) II

II

III

III

II

II

III

в) III

I

II

II

В

В

I

______

1 II - для диаметра 700 мм и более, III - для диаметра до 700 мм.

3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):

 

 

 

 

 

 

а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги

I

-

I

I

-

I

б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей

I

-

II

III

-

II

в) автомобильные дороги I и II категории, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна  дороги

I

-

I

I

-

I

г) автомобильные дороги II, III-п, IV, IV-п категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги

I

-

I

III

-

I

д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15 м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна

III

-

III

III

-

III

е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в табл. 4, примыкающие к переходам:

 

 

 

 

 

 

через все железные дороги и  автомобильные дороги I и II категорий

II

II

II

III

II

II

через автомобильные дороги III, IV, III-п, IV-п и V категорий

III

III

III

III

-

III

4. Трубопроводы в горной местности при укладке:

 

 

 

 

 

 

а) на полках

III

III

-

II

II

-

б) в тоннелях

-

I

I

-

I

I

5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь

III

III

III

III

III

III

6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:

 

 

 

 

 

 

а) хлопковых и рисовых плантаций

II

-

-

II

-

-

б) прочих сельскохозяйственных культур

III

-

-

III

-

-

7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1

II

II

II

II

II

II

8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты

II

-

II

II

-

II

9.* Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I)

II

II

II

III

-

-

10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В и I)

II

II

II

-

-

-

11. Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз. 3е

III

III

III

III

III

III

12. Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз. 5 табл. 4

I

-

I

II

-

I

13.Межпромысловые коллекторы

II

II

II

-

-

-

14.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним

I

I

I

I

I

I

15.Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов

В

В

В

-

-

-

16.* Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, НПС, УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа

В

В

В

I

I

I

17.* Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а  также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территорий указанных сооружений

I

I

I

-

-

-

18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м

II

II

II

-

-

-

19.Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны

I

I

I

-

-

-

20. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями  связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации

II

-

-

II

-

-

21. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз. 20, и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см2) и более и нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации

I

-

-

II

-

-

22. Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз. 12 табл. 4*, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:

 

 

 

 

 

 

а) 500 и более

I

I

I

I

I

-

б) от 330 до 500

II

II

II

II

II

-

в) до 330

III

III

III

III

III

-

23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

II

II

II

II

II

II

24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи

III

III

III

III

III

III

25. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих  рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоя. нии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм

-

-

-

I

I

I

 

 

 

(без предварительного гидравлического испытания на трассе)

26*. Газопроводы, нефте- и нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС  в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14 и 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м в обе стороны от них

II

II

II

II

II

II

(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)

Примечания: 1. Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.

2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III -42-80*.

3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.

4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.

5*. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21,и при параллельной прокладке в соответствии с поз. 26*, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз. 3.

7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.

8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз.  1д для газопроводов не обязательно.

9. Категорийность участков трубопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера следует принимать:

для судоходных - по поз. 1а;

для несудоходных - по поз. 1б и 1в.

10. Знак "-" в таблице означает, что категория не регламентируется.

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕТРУБОПРОВОДОВ

3.1.Выбор трассы трубопроводов должен производиться по критериям оптимальности. В качестве критериев оптимальностиследует принимать приведенные затраты присооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопровода при эксплуатации,включая затраты на мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, атакже металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданноевремя строительства, наличие дорог и др.

3.2.Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать всоответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством РФ.

При выборе трассы следуетучитывать условия строительства с тем, чтобы обеспечить применение наиболееэффективных, экономичных и высокопроизводительных методов производствастроительно-монтажных работ.

3.3.Выбор трассы между начальным и конечным пунктами надлежит производить впределах области поиска, определяемой эллипсом, в фокусах которого находятсяначальный и конечный пункты.

Малаяось эллипса b, км, определяется по формуле

,                                                                                 (1)

 

где l -расстояние между начальной и конечной точками по геодезической прямой, км;

Kp -коэффициент развития линии трубопровода.

Коэффициент развития линиитрубопровода Kp следует определять изусловия

,                                                                (2)

где Wср.о - приведенные затраты на 1км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками сучетом переходов через препятствия;

Wср.н - приведенные затраты на 1км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками беззатрат на переходы через естественные и искусственные препятствия.

3.4.Возмещение убытков землепользователям и потерь сельскохозяйственногопроизводства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйствуследует определять в установленном порядке.

3.5.Для проезда к трубопроводам должны быть максимально использованы существующиедороги общей сети.

Строительство новых дорог идорожных сооружений следует предусматривать толькопри достаточном обосновании и невозможности объезда препятствий по существующимдорогам общего пользования.

3.6.При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитиегородов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственныхпредприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемоготрубопровода на ближайшие 20 лет, а также условия строительства и обслуживаниятрубопровода в период его эксплуатации(существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемыездания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных истепных районов, использование водных объектов и т.д.),выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессестроительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

3.7.Не допускается предусматривать прокладкумагистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, а такжев тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи итрубопроводами иного назначения, принадлежащими другим министерствам иведомствам.

3.8.*Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и автомобильных дорогвсех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи идругими трубопроводами, за исключением случаевпрокладки:

кабеля технологической связи данного трубопровода на подводныхпереходах (в одной траншее) и на переходах черезжелезные и автомобильные дороги (в одном футляре);

газопроводов диаметром до1000 мм на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 500 мм и менее понесгораемым мостам автомобильных дорог III, III-п, IV-п,IV и V категорий. При этом участки трубопроводов, укладываемых по мосту и наподходах к нему на расстояниях, указанных в табл.4, следует относить к I категории.

3.9.Прокладку трубопроводов по мостам (в случаях, приведенных в п. 3.8), по которым проложены кабели междугороднойсвязи, допускается производить только посогласованию с Министерством связи СССР.

3.10.Прокладку трубопровода на оползневых участках следует предусматривать нижезеркала скольжения или надземно на опорах, заглубленных ниже зеркала скольженияна глубину, исключающую возможность смещения опор.

3.11.Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, следует выбирать вне зоныдинамического удара потока.

3.12. При выборе трассы дляподземных трубопроводов на вечномерзлых грунтахследует по возможности избегать участки с подземными льдами, наледями и буграмипучения, проявлениями термокарста, косогоров с льдонасыщенными,глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами.Бугры пучения следует обходить с низовой стороны.

3.13.Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основания длятрубопроводов и их сооружений является I принцип, согласно СНиП 2.02.04-88, при котором вечномерзлые грунты основания следует использовать вмерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всегозаданного периода эксплуатации трубопровода.

3.14.При прокладке газопроводов на участках с малольдистыми вечномерзлымигрунтами допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации.На участках с таликами рекомендуется грунты основания газопроводов использоватьв талом состоянии. Допускается промораживание талыхнепучинистых грунтов при прокладке газопроводов,транспортирующих газ с отрицательной температурой.

3.15.При прокладке газопроводов, транспортирующих газ с температурой ниже 0 °С, научастках, сложенных талыми пучинистыми грунтами,необходимо предусматривать специальные мероприятия в соответствии со СНиП 2.02.04-88, осуществлениекоторых исключает возможность проявления недопустимых деформаций оснований подтрубопроводами.

3.16. Расстояния от оси подземныхи наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельныхпромышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должныприниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степениответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности, но неменее значений, указанных в табл. 4*.

Таблица 4*

Объекты, здания и сооружения

Минимальные расстояния, м, от оси

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

класса

I

II

IV

III

II

I

условным диаметром, мм

300 и менее

св. 300 до 600

св. 600 до 800

св. 800 до 1000

св. 1000 до 1200

св. 1200 до 1400

300 и менее

св. 300 до 600

300 и менее

св. 300 до 500

св. 500 до 1000

св. 1000 до 1400

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи СССР и других ведомств; телевизионные башни

100

150

200

250

300

350

75

125

75

100

150

200

2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: жилые здания 1-2-этажные: садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы

75

125

150

200

225

250

75

100

50

50

75

100

3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод

30

50

100

150

175

200

30

50

30

30

30

50

4. Мосты железных дорог промышленных предприятий. автомобильных дорог III, IV, III-п, IV-п категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)

75

125

150

200

225

250

75

125

75

100

150

200

5. Территории НПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций (ПГРС), установок очистки и осушки газа

75

125

150

200

225

250

75

125

30

30

50

50

6. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов

50

50

100

150

175

200

50

50

50

50

50

50

7. При прокладке подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов выше по течению:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

от мостов железных и автомобильных дорог, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений

-

-

-

-

-

-

-

-

300

300

300

500

от пристаней и речных вокзалов

-

-

-

-

-

-

-

-

1000

1000

1000

1500

от водозаборов

-

-

-

-

-

-

-

-

3000

3000

3000

3000

8. Территории ГРС, автоматизированных газораспределительных станций (АГРС), регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) городов; населенных пунктов; предприятий; отдельных зданий и сооружений; других потребителей

50

75

100

125

150

175

50

75

-

-

-

-

б) объектов газопровода (пунктов замера расхода газа, термоэлектрогенераторов и т.д.)

25

25

 25

 25

 25

25

25

25

-

-

-

-

9. Автоматизированные электростанции с термоэлектрогенераторами; аппаратура связи, телемеханики и автоматики

Не менее 15 от крайней нитки

10. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем

25

25

25

25

25

25

25

25

75

100

150

200

11.* Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ , карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов

В соответствии с требованиями специальных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, и по согласованию с органами государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты

12. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более

В соответствии с требованиями "Правил устройства электроустановок", утвержденных Минэнерго СССР

13. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из трубопровода

50

75

75

75

100

100

50

50

30

30

50

50

14. Кабели междугородной связи и силовые электрокабели

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

15. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

16. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

17. Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов

Не менее 10

*Примечания: 1. Расстояния, указанные в таблице, следует принимать: для городов и других населенных пунктов - от проектной городской черты на расчетный срок 20-25 лет; для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин - от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог - от подошвы насыпи или бровки  выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 мот границы полосы отвода дороги; для автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов - от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений - от ближайших выступающих их частей.

2. Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий или сооружений.

3. Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог.

4. При соответствующем обосновании допускается сокращать указанные в гр. 3-9 таблицы (за исключением поз. 5, 8, 10, 13-16) и в гр. 2 только для поз. 1-6 расстояния от газопроводов не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов ко 11 категории со 100 %ым контролем монтажных сварных соединений рентгеновскими или гамма-лучами и не более, чем на 50 % при отнесении их к категории В, при этом указанные в поз. 3 расстояния допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов к категории В.

Указанные в поз. 1, 4 и 10 расстояния для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии увеличения номинальной (расчетной) толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние.

5. Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз. 1, следует принимать увеличенными в 2 раза. а поз. 2-6, 8-10 и 13 - в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150м.

6. Расстояния до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора и заинтересованными организациями.

7. При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшение указанных в поз. 1, 2, 4 и 10 расстояний до 25 % при условии, что принятые расстояния должны быть не менее 50 м.

8. При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по табл. 4* как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 м.

9. Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30 %.

Позицию 10 исключить.

11. Указанные в поз. 7 минимальные расстояния от подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50 % при условии укладки этих трубопроводов в стальных футлярах.

12. Газопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам.

13. Знак "-" в таблице означает, что расстояние не регламентируется.

 

3.17. Расстояния от КС, ГРС, НПС газопроводов,нефтепроводов, нефтепродуктопроводов или конденсатопроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооруженийследует принимать в зависимости от класса и диаметра газопровода и категориинефтеперекачивающих насосных станций и необходимости обеспечения ихбезопасности, но не менее значений, указанных в табл. 5*.

Таблица 5*

Объекты, здания и сооружения

Минимальные расстояния, м

от КС и ГРС

от НПС

Класс газопровода

Категория НПС

I

II

III

II

I

Условный диаметр газопровода, мм

300 и менее

св. 300 до 600

св. 600 до 800

св. 800 до 1000

св. 1000 до 1200

св. 1200 до 1400

300 и менее

св. 300

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; установки комплексной подготовки нефти и газа и их групповые и сборные пункты; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.) ; жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной связи Министерства связи СССР и других ведомств; телевизионные башни

500
150

500
175

700
200

700
250

700
300

700
350

500
100

500
125

100

150

200

2. Мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом  свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов; объемом хранения свыше 1000 м3; автозаправочные станции; водопроводные сооружения, не относящиеся к магистральному трубопроводу

250
150

300
175

350
200

400
225

450
250

500
300

250
100

300
120

100

150

200

3. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий; отдельно стоящие: жилые здания 1-2 - этажные; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы

100
75

150
125

200
150

250
200

300
225

350
250

75
75

150
100

50

75

100

4. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III - V, III-п и IV-п категорий с пролетом свыше 20 м

125
100

150
125

200
150

250
200

300
225

350
250

100
75

150
125

100

150

200

5. Железные дороги промышленных предприятий

75
50

100
75

150
100

175
150

200
175

250
200

50
50

100
75

50

75

100

6. Автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий

75
50

100
75

150
100

175
150

200
175

250
200

50
50

100
75

20

20

20

(но не менее 100 м от ближайшего наземного резервуара, резервуарного парка)

7. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения (сараи и т.п.) ; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; очистные сооружения и насосные станции канализации

50
50

75
75

160
100

200
150

225
175

250
200

50
30

75
50

30

50

75

8. Открытые распределительные устройства 35, 110, 220 кВ электроподстанций, питающих КС и НПС магистральных трубопроводов и других потребителей

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

9. Открытые распределительные устройства 35, 100,230 кВ электроподстанций, питающих КС и НПС магистральных трубопроводов

На территории КС и НПС с соблюдением взрыво- и пожаробезопасных разрывов от зданий и сооружений

10. Лесные массивы пород:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) хвойных

50

50

50

75

75

75

50

50

50

50

50

б) лиственных

20

20

20

30

30

30

20

20

20

20

20

11. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тяжелых типа МИ-6, МИ-10

100

100

150

200

226

250

100

100

100

100

100

средних типа МИ-4, МИ-8

75

75

150

200

225

250

76

75

75

75

75

легких типа МИ-2, КА-26

60

75

150

200

225

250

60

60

60

60

75

(высота зданий и сооружений трубопроводов, находящихся в полосе воздушных подходов вертолетов, не должна превышать размера плоскости ограничения высоты препятствий согласно требованиям нормативных документов МГА, утвержденных в установленном порядке)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12.* Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ; карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ; склады сжиженных горючих газов

В соответствии с требованиями специальных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, и по согласованию органами надзора, с министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты

13. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения

В соответствии с требованиями "Правил устройства электроустановок", утвержденных Минэнерго СССР

14. Факел для сжигания газа

100

100

100

100

100

100

100

100

-

-

-

*Примечания: 1. Расстояния, указанные над чертой, относятся к КС, под чертой - к ГРС.

2. Примечания 1 - 3 к табл. 4* распространяются и на данную таблицу.

3. Категории НПС надлежит принимать:

I категория - при емкости резервуарного парка свыше 100 000 м3;

II категория - при емкости резервуарного парка свыше 20 000 до 100 000 м3включ.;

III категория - при емкости резервуарного парка до 20 000 м и НПС без резервуарных парков.

4. Расстояния следует принимать: для зданий и сооружений по поз. 1 - от мания компрессорного цеха; для НПС, ГРС и зданий и сооружений по поз. 1-14 и для КС по поз. 2-14 - от ограды станций.

5. Мачты (башни) радиорелейной линии связи трубопроводов допускается располагать на территории КС и НПС, при этом расстояние от места установки мачт до технологического оборудования должно быть не менее высоты мачты.

6. Мачты (башни) малоканальной необслуживаемой радиорелейной связи допускается располагать на территории ГРС, при этом расстояние от места установки мачты до технологического оборудования газораспределительных станций должно быть не менее высоты мачты.

7. НПС должна располагаться, как правило, ниже отметок населенных пунктов и других объектов. При разработке соответствующих мероприятий, предотвращающих разлив нефти или нефтепродуктов при аварии, допускается располагать указанные станции на одинаковых отметках или выше населенных пунктов и промышленных предприятий.

8. Знак "-" в таблице означает, что расстояние не регламентируется.

9.* При размещении на ГРС и КС одоризационных установок расстояние от них до населенных пунктов  следует принимать с учетом предельно допустимых концентраций вредных веществ в атмосфере воздуха населенных пунктов, установленных Минздравом СССР.

 

3.18.Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническомкоридоре параллельными нитками трубопроводов, кроме указанных в п. 3.21, следует принимать:

при подземной прокладкегазопроводов, нефтепроводови нефтепродуктопроводов - в соответствии стребованиями СН 452-73;

при надземной, наземной иликомбинированной прокладке газопроводов в районах, указанных в п. 7.1 (за исключением горной местности), - по табл. 6;

при надземной, наземной и комбинированной прокладке нефтепроводов инефтепродуктопроводов - в зависимости от условий прокладки.

3.19.*Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводамив одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в п. 3.21)следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечениябезопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, ноне менее значений, приведенных:в табл. 6 - при надземной, наземной или комбинированной прокладкегазопроводов, в табл. 7* - при подземнойпрокладке трубопроводов.

3.20.Расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов инефтепродуктопроводов необходимо предусматриватькак для газопроводов (за исключением случаев, приведенных в п. 3.21).

При параллельной прокладкетрубопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать как длятрубопровода большого диаметра.

3.21. Расстояния междупараллельными нитками трубопроводов (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующемутрубопроводу), прокладываемых в одном техническомкоридоре в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в вечномерзлыхгрунтах), следует принимать из условий технологии поточногостроительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасностипри производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, ноне менее:

между газопроводами -значений, приведенных в табл. 8;

между нефтепроводами и нефтепродуктопроводами - согласно пп. 3.18 и 3.19;

между нефтепроводами игазопроводами - 1000 м.

Таблица 6

Способ прокладки параллельных ниток газопроводов

Минимальное расстояние в свету, м, между параллельными нитками газопроводов

на открытой местности или при наличии между газопроводами лесной полосы шириной менее 10 м

при наличии между газопроводами лесной полосы шириной свыше 10 м

при условном диаметре газопровода, мм

первой

второй

до 700

св.700 до 1000

св. 1000 до 1400

до 700

св.700 до 1000

св. 1000 до 1400

Наземный

Наземный

20

30

45

15

20

30

"

Подземный

20

30

45

15

20

30

Надземный

"

20

30

45

15

20

30

"

Надземный

40

50

75

25

35

50

"

Наземный

40

50

75

25

35

50

Примечание. При наличии на подземных газопроводах отдельных наземных или надземных участков протяженностью не более 100 м (переходы через овраги и т.д.) допускается уменьшать минимальное расстояние между параллельными нитками на этих участках до 25 м, а при отнесении этих участков ко II категории указанные расстояния следует принимать как для подземной прокладки (с учетом требований п. 7.10).

Таблица 7*

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм

Минимальное расстояние  между осями проектируемого и действующего подземных трубопроводов, м, на землях

несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства; Государственного лесного фонда

сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного споя)

До 400 в ключ.

11

20

Св. 400 до 700 включ.

14

23

Св. 700 до 1000 включ.

15

28

Св. 1000 до 1200 включ.

16

30

(для газопроводов)

32

32

(для нефтепроводов и нефтепродуктопровода) диаметром 1200 мм)

Св. 1200 до 1400 включ.

18

32

(для газопроводов)

Примечание. Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия указанные в таблице расстояния допускается уменьшать.

Таблица 8

Способ прокладки параллельных ниток газопроводов

Минимальное расстояние в свету между нитками, м, при условном диаметре газопроводов, мм

первой

второй

до 700

св. 700 до1000

св. 1000 до1400

Подземный

Подземный

60

75

100

Наземный

Наземный

50

60

80

Подземный

"

50

60

80

"

Надземный

50

60

80

Надземный

"

40

50

75

Наземный

"

40

50

75

 

3.22.Проектируемые трубопроводы должны располагаться на всем протяжении, какправило, с одной стороны от существующих трубопроводов при параллельной ихпрокладке.

3.23.Взаимные пересечения проектируемых и действующихтрубопроводов допускаются в исключительных случаях при невозможности соблюденияминимальных расстояний от оси магистральных трубопроводов до населенныхпунктов, промышленных предприятий и сооружений.

3.24.*При прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводови вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов нарасстоянии от них менее 500 м при диаметре труб 700мм и менее и 1000 м - при диаметре труб свыше 700 мм, с низовой стороны оттрубопровода должна предусматриваться канава,обеспечивающая отвод разлившегося продукта при аварии. Выпуск из низовой канавыдолжен быть предусмотрен в безопасные для населенных пунктов места.

Трассу нагорных и отводныхканав следует предусматривать по рельефу местности. Складирование вынутого изканавы грунта следует предусматривать с низовой стороны в виде призмы, котораядолжна служить дополнительной защитой от продукта в случае его утечки изтрубопровода.

С верховой стороны оттрубопровода при больших площадях водосбора должна предусматриваться канава дляотвода ливневых вод.

3.25.В местах пересечений магистральных трубопроводов с линиями электропередачинапряжением 110 кВ и выше должна предусматриватьсятолько подземная прокладка трубопроводов под углом не менее 60°. При этомтрубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера нарасстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения, должны приниматься IIкатегории.

3.26.Минимальное расстояние от ближайшего магистрального газопровода первого классадиаметром 1000 мм и более и от границ технических коридоров трубопроводов дограниц проектной застройки городов и других населенных пунктов в районахЗападной Сибири и Крайнего Севера следует принимать не менее 700 м.

В стесненных условиях, когдаэто расстояние выдержать невозможно, его допускается сокращать до 350 м приусловии повышения категорийности таких участков до Iкатегории и принятия дополнительных мер, обеспечивающих безопасную эксплуатациютрубопровода, или до значений, приведенных в табл.4*, при отсутствии в районе прокладки трубопроводов вечномерзлых грунтов.

3.27.Ширина просеки для прокладки трубопроводов параллельно линии электропередачи6,10 кВ при прохождении по территории Государственного лесного фондапринимается как для стесненных участков трассы в соответствии с требованиями Правилустройства электроустановок, утвержденных МинэнергоСССР.

4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

4.1.Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с нормамитехнологического проектирования.

4.2.При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратномнаправлении трубопроводы следует проектировать из труб со стенкой различнойтолщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода иусловий эксплуатации.

4.3.Установку запорной арматуры, соединяемой при помощи фланцев, следуетпредусматривать в колодцах, наземных вентилируемых киосках или оградах.Колодцы, ограды и киоски следует проектировать из несгораемых материалов.

4.4.Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальнойплоскостях следует определять расчетом из условия прочности, местнойустойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгибатрубопровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять неменее пяти его диаметров.

4.5.Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых втрубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочныхтрубопроводах КС, ГРС и НПСдопускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530мм.

4.6.*На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных иразделительных устройств, конструкция которых определяется проектом.

Трубопровод в пределаходного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопроводаузлов или деталей.

4.7.При проектировании узлов равнопроходных ответвленийот основного трубопровода, а также неравнопроходныхответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода,должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попаданияочистного устройства в ответвление.

4.8.На участках переходов трубопровода через естественные и искусственныепрепятствия, диаметр которых отличается от диаметраосновного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пускаи приема очистных устройств.

4.9.Трубопровод и узлы пуска и приема очистныхустройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующимипрохождение очистных устройств.

4.10.В местах примыкания магистральных трубопроводов к обвязочнымтрубопроводам компрессорных и насосных станций, узлам пуска и приема очистныхустройств, переходам через водные преграды в две нитки и более, перемычкам иузлам подключения трубопроводов необходимо определять величину продольныхперемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннегодавления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должныучитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых ктрубопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода следуетпредусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытыхкомпенсаторов П-образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы илиподземных компенсаторов - упоров той же конфигурации.

При прокладке подземныхтрубопроводов диаметром 1000 мм и более в грунтах с низкой защемляющейспособностью в проекте должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечениюустойчивости трубопровода.

4.11.На трассе трубопровода должна предусматриваться установка сигнальныхжелезобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 мот поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами снадписями - указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но неболее, чем через 1 км, а также дополнительно на углах поворота и, как правило,совмещаются с катодными выводами.

РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАПОРНОЙ И ДРУГОЙ АРМАТУРЫ НАТРУБОПРОВОДАХ

4.12.* На трубопроводах надлежитпредусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемомрасчетом, но не более 30 км.

Кроме того, установкузапорной арматуры необходимо предусматривать:

на обоих берегах водныхпреград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более согласнотребованиям п. 6.15 и на однониточныхпереходах категории В;

в начале каждого ответвленияот трубопровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м нарасстоянии 300-500 м от ГРС;

на входе ивыходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений на расстоянии не менее:

газопровода диаметром 1400 мм

1000 м,

газопровода диаметром 1400 мм до 1000 мм включ.

750 м

газопровода диаметром менее 1000 мм

500 м

 

(охранные краны)

по обеим сторонамавтомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее250 м;

на одном или обоих концахучастков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов,проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленныхпредприятий - на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефаместности;

на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград водну нитку - место размещения запорной арматуры в этом случае принимается взависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, инеобходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

на обоих берегах болот IIIтипа протяженностью свыше 500 м.

На однониточных подводныхпереходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматурыпредусматривается при необходимости.

Примечания:1. Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов,как правило, должно совмещаться с местамисоединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

2. Место установки охранных кранов от головных сооруженийпринимается от границ их территорий, КС - от границ узла подключения КС кмагистрали (от осей врезок крайних внешнихвсасывающего и нагнетательного газопроводов). Приудалении КС от магистрального газопровода нарасстоянии свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложногорельефа и т.п.) следует предусматривать установкузапорной арматуры с продувочнымисвечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС вмагистральный газопровод) на всасывающих инагнетательных газопроводах КС („шлейфах") на расстоянии 250 м от оградыКС.

4.13.*При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейнойзапорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее100 м друг от друга по радиусу. В сложных условиях трассы (горный рельеф,болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояниедопускается уменьшать до 50 м.

При параллельном подключенииодного газопровода-ответвления к двум или нескольким основным ниткамгазопровода или подключении нескольких ниток ответвления к одному газопроводуузлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 мдруг от друга.

Примечание: Требованиеданного пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения нераспространяется.

4.14.Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться нафундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

4.15.* Газопроводы и арматураобвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, - байпасы, продувочные линии и перемычки, - следуетпредусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.

Доступ обслуживающегоперсонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

4.16.На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлахподключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств следуетпредусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м отзапорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м - придиаметре газопровода 1000 мм и более.

Диаметр продувочной свечиследует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорнойарматурой в течение 1,5-2 ч. Установку запорной арматуры и продувочных свечейследует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся кгазопроводу, не менее 300 м.

При прокладке газопроводовпараллельно автомобильным дорогам и железным дорогам, линиям электропередачи исвязи запорную арматуру с продувочными свечами допускается располагать на томже расстоянии от дорог и линий, что и газопровод.

При пересечении газопроводомавтомобильных и железных дорог, линий электропередачи и связи расстояние отпродувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менеезначений, предусмотренных при их параллельной прокладке.

Во всех перечисленныхслучаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуковдолжно быть не менее 300 м, от линий электропередачи - согласно требованиям ПУЭ ,утвержденным Минэнерго СССР.

Высота продувочной свечидолжна быть не менее 3 м от уровня земли.

4.17. Для контроля наличияконденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяютсяпроектом.

4.18.Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связанымежду собой перемычками.

4.19.Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированныхзаготовок.

4.20.Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводахи нефтепродуктопроводах и трубопроводах сжиженногогаза в местах перехода через реки или прохождения их на отметках вышенаселенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии менее 700 м, должна быть оборудована устройствами,обеспечивающими дистанционное управление.

4.21.Линейная запорная арматура газопроводов I класса диаметром 1000 мм иболее, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводовна переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийногозакрытия.

4.22.На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженныхуглеводородных газов, примыкающих к подводным переходам,необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха втрубопроводах в местах их перехода через водные преграды.

5. ПОДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежитпринимать, м, не менее:

при условном диаметре менее 1000 мм

0,8

при условном диаметре 1000 мм и более (до 1400 мм)

1,0

на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению

1,1

в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований

1,0

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин

0,6

на пахотных и орошаемых землях

1,0

при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов

1,1

 

(от дна канала)

Заглубление нефтепроводов инефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определятьсятакже с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктовв соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологическогопроектирования.

Примечание.Заглубление трубопровода с балластом определяетсякак расстояние от поверхностиземли до верха балластирующей конструкции.

5.2.Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительномперепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверенорасчетом на продольную устойчивость трубопроводовпод воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниямиразд. 8.

5.3.Ширину траншеи по низу следует назначать не менее:

D + 300 мм - для трубопроводов диаметромдо 700 мм;

1,5 D - для трубопроводовдиаметром 700 мм и более. При диаметрах трубопроводов 1200 и 1400 мм и притраншеях с откосом свыше 1 : 0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D+500 мм, где D - условный диаметр трубопровода.

При балластировкетрубопроводов грузами ширину траншеи следует назначать из условия обеспечениярасстояния между грузом и стенкой траншей не менее 0,2 м.

5.4.На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также взаболоченных местах допускается укладка трубопроводов в специально возводимыеземляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностнымзакреплением грунта. При пересечении водотоков в теле насыпей должны бытьпредусмотрены водопропускные отверстия.

5.5.При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должноприниматься не менее 350 мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°.

Пересечения междутрубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация, кабели идр.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-89-80.

5.6.Для трубопроводов диаметром 1000 мм и более в зависимости от рельефа местностидолжна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировкестроительной полосы в районе подвижных барханов последние следует срезать доуровня межгрядовых (межбарханных) оснований, незатрагивая естественно уплотненный грунт. Послезасыпки уложенного трубопровода полоса барханных песков над ним и на расстояниине менее 10 м от оси трубопровода в обе стороны должна быть укрепленасвязующими веществами (нейрозин, отходыкрекинг-битума и т.д.)

При проектированиитрубопроводов диаметром 700 мм и более на продольном профиле должны бытьуказаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.

5.7.При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковыхи щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматриватьустройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. Изоляционныепокрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпкитрубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или применением специальных устройств, обеспечивающих защиту изоляционных покрытийот повреждений при засыпке.

5.8.Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения грунтов IIтипа просадочности необходимо осуществлять с учетомтребований СНиП 2.02.01-83.

Для грунтов I типа просадочности проектирование трубопроводов ведется какдля условий непросадочных грунтов.

Примечание.Тип просадочности и величину возможной просадки грунтов следует определять всоответствии с требованиями СНиП2.02.01-83.

5.9. При прокладке трубопроводов по направлению уклонаместности свыше 20 % следует предусматривать устройство противоэрозионныхэкранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так ииз искусственных материалов.

5.10. При проектировании трубопроводов, укладываемых накосогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отводаповерхностных вод от трубопровода.

5.11. При невозможности избежать возникновения просадкиоснования под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность иустойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванныепросадкой основания.

5.12. При наличии вблизи трассы действующих оврагов ипровалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию трубопроводов,следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

5.13. На трассе трубопроводов следует предусматриватьустановку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

5.14. В горных условиях и в районах с сильно пересеченнымрельефом местности следует предусматривать прокладку трубопровода в долинах реквне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые икрутые склоны, а также районы селевых потоков.

5.15. В оползневых районах при малой толщине сползающегослоя грунта следует предусматривать подземную прокладку с заглублениемтрубопровода ниже плоскости скольжения.

Оползневыеучастки большой протяженности следует обходить выше оползневого склона.

5.16.* При пересечении селей следует применять, какправило, надземную прокладку.

При подземнойпрокладке через селевой поток или конус выноса укладку трубопровода следуетпредусматривать на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва руслапри 5 %-ной обеспеченности. При пересечении конусов выноса укладка трубопроводапредусматривается по кривой, огибающей внешнюю поверхность конуса на глубинениже возможного размыва в пределах блуждания русел.

Выбор типапрокладки трубопроводов и проектных решений по их защите при пересеченииселевых потоков следует осуществлять с учетом обеспечения надежноститрубопроводов и технико-экономических расчетов.

Для защитытрубопроводов при прокладке их в указанных районах могут предусматриваться уполаживание склонов, водозащитные устройства,дренирование подземных вод, сооружение подпорных стен, контрфорсов.

5.17. При проектировании трубопроводов, укладка которыхдолжна производиться на косогорах с поперечным уклоном 8-11°, необходимопредусматривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы(полки) .

Устройство полкив этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки насыпи непосредственно накосогоре.

5.18. При поперечном уклоне косогора 12-18° необходимопредусматривать с учетом свойств грунта уступы для предотвращения сползаниягрунта по косогору.

На косогорах споперечным уклоном свыше 18° полки предусматриваются только за счет срезкигрунта.

Во всех случаяхнасыпной грунт должен быть использован для устройства проезда на периодпроизводства строительно-монтажных работ и последующей эксплуатациитрубопровода при соблюдении следующего условия:

,                                                 (3)

где k - угол наклона косогора,град;

jгр - угол внутреннего трениягрунта насыпи, град;

ny - коэффициент запасаустойчивости насыпи против сползания, принимаемый равным 1,4.

Длятрубопроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном свыше 35°,следует предусматривать устройство подпорных стен.

5.19. Траншея для укладки трубопровода должнапредусматриваться в материковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии,обеспечивающем нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностныхвод у подошвы откоса, как правило, следует предусматривать кювет с продольнымуклоном не менее 0,2 %. В этом случае полке откоса придается уклон 2 % в обестороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее2 % в сторону откоса.

Ширина полкидолжна назначаться из условия производства работ, возможности устройстватраншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной сторонытрубопровода, а также с учетом местных условий.

5.20. При прокладке в горной местности двух параллельныхниток трубопроводов и более следует предусматривать раздельные полки илиукладку ниток на одной полке. Расстояние между осями газопроводов, укладываемыхпо полкам, определяется проектом по согласованию с соответствующими органамиГосударственного надзора.

При укладке наодной полке двух нефтепроводов и более или нефтепродуктопроводов расстояниемежду нитками может быть уменьшено при соответствующем обосновании до 3 м. Приэтом все трубопроводы должны быть отнесены ко II категории.

Допускаетсяпрокладка двух нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) IV класса в одной траншее.

5.21. При проектировании трубопроводов по узким гребнямводоразделов следует предусматривать срезку грунта на ширине 8-12 м с обеспечениемуклона 2 % в одну или в обестороны.

При прокладкевдоль трубопроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускаетсяувеличивать до 15 м.

5.22. В особо стесненных районах горной местностидопускается предусматривать прокладку трубопроводов в специально построенныхтоннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна бытьобоснована в проекте.

Вентиляциятоннелей должна предусматриваться естественной. Искусственная вентиляциядопускается только при специальном обосновании в проекте.

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ ШАХТНЫХРАЗРАБОТОК

5.23. Проектирование трубопроводов, предназначенных длястроительства на территориях, где проводится или планируется проведение горныхвыработок, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.01.09-91 и настоящих норм.

Воздействиедеформации земной поверхности на трубопроводы должно учитываться при расчететрубопроводов на прочность в соответствии с требованиями, изложенными в разд. 8.

5.24. Строительство трубопроводов допускаетсяосуществлять в любых горно-геологических условиях, имеющих место наподрабатываемых территориях.

Трассатрубопроводов на подрабатываемых территориях должна быть увязана с планамипроизводства горных работ и предусматриваться преимущественно по территориям,на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также потерриториям, подработка которых намечается на более позднее время.

5.25. Пересечение шахтных полей трубопроводами следуетпредусматривать:

напологопадающих пластах - вкрест простирания;

на крутопадающихпластах - по простиранию пласта.

5.26. Конструктивные мероприятия по защите подземныхтрубопроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатамрасчета трубопроводов на прочность и осуществляться путем увеличениядеформативной способности трубопроводов в продольном направлении за счетприменения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторыот защемления грунтом. Расстояния междукомпенсаторами устанавливаются расчетом в соответствии с указаниями разд. 8.

5.27. Подземные трубопроводы, пересекающие растянутуюзону мульды сдвижения, должны проектироваться какучастки I категории.

5.28. Надземную прокладку трубопроводов» с учетомтребований разд. 7следует предусматривать, если по данным расчета напряжения в подземныхтрубопроводах не удовлетворяют требованиям разд. 8, а увеличение деформативности трубопроводов путемустройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Надземнуюпрокладку следует предусматривать также на участках трассы, где по даннымгорногеологического обоснования возможно образование на земной поверхностипровалов, на переходах через водные преграды, овраги, железные и автомобильныедороги, проложенные в выемках.

5.29. На трубопроводах на участках пересечения их сместами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границоставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидаетсяпрекращение всех выработок, следует предусматривать установку компенсаторовнезависимо от срока проведения горных работ.

5.30. Крепление к трубопроводу элементовэлектрохимической защиты должно быть податливым, обеспечивающим их сохранностьв процессе деформации земной поверхности.

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В СЕЙСМИЧЕСКИХРАЙОНАХ

5.31.Проектирование линейной части трубопроводов и ответвлений от них,предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов длянадземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, необходимо производитьс учетом сейсмических воздействий.

5.32. Сейсмостойкость трубопроводов должнаобеспечиваться:

выборомблагоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства;

применением  рациональных конструктивных решений иантисейсмических мероприятий;

дополнительнымзапасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивоститрубопроводов.

5.33. При выборе трассы трубопроводов в сейсмическихрайонах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми ипросадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектоническихразломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

Прокладкатрубопроводов в перечисленных условиях может быть осуществлена в случае особойнеобходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании исогласовании с соответствующими органами Государственного надзора. При этом впроекте должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия,  обеспечивающие надежность трубопровода.

5.34. Все монтажные сварные соединения трубопроводов,прокладываемых в районах с сейсмичностью согласно п. 5.31, должны подвергаться радиографическому контролю внезависимости от категории трубопровода или его участка.

5.35. Не допускается жесткое соединение трубопроводов кстенам зданий и сооружений и оборудованию.

В случаенеобходимости таких соединений следует предусматривать устройство криволинейныхвставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способностькоторых должны устанавливаться расчетом.

Вводтрубопровода в здания (в компрессорные, насосные и т.д.) следует осуществлятьчерез проем, размеры которого должны превышать диаметр трубопровода не менеечем на 200 мм.

5.36. При пересечении трубопроводом участков трассы сгрунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами,необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформированиятрубопровода.

При подземнойпрокладке трубопровода на таких участках рекомендуется устройство траншеи спологими откосами и засыпка трубопровода крупнозернистым песком, торфом и т.д.

5.37. На участках пересечения трассой трубопроводаактивных тектонических разломов необходимо применять надземную прокладку.

5.38. При подземной прокладке трубопровода грунтовоеоснование трубопровода должно быть уплотнено.

5.39. Конструкции опор надземных трубопроводов должныобеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во времяземлетрясения.

5.40. Для гашения колебаний надземных трубопроводовследует предусмотреть в каждом пролете установку демпферов, которые непрепятствовали бы перемещениям трубопровода при изменении температуры трубы идавления транспортируемого продукта.

5.41. На наиболее опасных в сейсмическом отношенииучастках трассы следует предусматривать автоматическую систему контроля иотключения аварийных участков трубопровода.

5.42. Для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм, а такжев районах переходов трубопроводов через реки и другие препятствия необходимопредусматривать установку инженерно-сейсмометрических станций для записиколебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

5.43. Проектирование трубопроводов, предназначенных дляпрокладки в районах вечномерзлых грунтов, следует осуществлять в соответствии стребованиями СНиП 2.02.04-88,специальных ведомственных нормативных документов, утвержденныхМиннефтегазстроем, Мингазпромом и Миннефтепромом по согласованию с ГосстроемСССР, и дополнительными указаниями настоящих норм.

5.44. Для трассы трубопровода должны выбираться наиболееблагоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом отношении участки поматериалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.

5.45. Выбор трассы для трубопровода и площадок для егообъектов должен производиться на основе:

мерзлотно-инженерно-геологическихкарт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоениятерритории масштаба не более 1:100 000;

схематическойпрогнозной карты восстановления растительного покрова;

картотносительной осадки грунтов при оттаивании;

карткоэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

5.46. На участках трассы, где возможно развитиекриогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания дляпрогноза этих процессов в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.

5.47. Принцип использования вечномерзлых грунтов вкачестве основания трубопровода должен приниматься в соответствии стребованиями СНиП 2.02.04-88 взависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации,инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтовоснования.

5.48. При выборе трассы трубопровода на вечномерзлыхгрунтах следует учитывать требования п. 3.12.

5.49. Регулирование теплового взаимодействия газопроводас вечномерзлыми и талыми грунтами должно производиться за счет охлаждения газав пределах, определяемых теплотехническим расчетом.

5.50. Температура транспортируемого продукта припрокладке трубопровода на вечномерзлых грунтах должна назначаться в зависимостиот способа прокладки и физических свойств вечномерзлых грунтов (просадочности,сопротивления сдвигу и др.).

5.51. На отдельных участках трассы трубопроводадопускается:

оттаивание впроцессе эксплуатации малольдистых вечномерзлых грунтов, если оно несопровождается карстовыми процессами и потерей несущей способноститрубопровода;

промерзаниеталых непучинистых грунтов при транспортировании газа с отрицательнойтемпературой.

5.52. На участках просадочных грунтов небольшойпротяженности должны предусматриваться мероприятия, снижающие тепловоевоздействие трубопровода на грунты и обеспечивающие восстановление вечноймерзлоты в зимний период.

Пункт 5.53 исключить.

5.54. Глубина прокладки подземного трубопроводаопределяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работытрубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

5.55. Высоту прокладки надземноготрубопровода от поверхности земли необходимо принимать в зависимости от рельефаи грунтовых условий местности, теплового воздействия трубопровода, но не менее0,5 м.

Участкинадземных трубопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счетперемещения трубы поперек оси, должны прокладываться выше максимального уровняснегового покрова не менее, чем на 0,1 м.

5.56. При прокладке трубопроводов в насыпях должно быть предусмотрено устройство водопропускныхсооружений.

6. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕИ ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

6.1. К естественным и искусственным препятствиямотносятся: реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота,овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

ПОДВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

6.2. Подводные переходытрубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данныхгидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетомусловий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводныхпереходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющихна режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных ивыправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом воднойпреграды и требований по охране рыбных ресурсов.

Примечание: 1. Проектирование переходов поматериалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производствадополнительных изысканий не допускается.

2. Место перехода следует согласовывать ссоответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами порегулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов изаинтересованными организациями.

6.3.Границамиподводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:

длямногониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой,установленной на берегах;

для однониточныхпереходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок10 %-ной обеспеченности.

6.4. Створы переходов через реки надлежит выбирать напрямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегамирусла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного переходаследует, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока,избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов наперекатах, как правило, не допускается.

6.5. При выборе створа перехода трубопровода следуетруководствоваться методом оптимального проектирования с учетомгидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений втечение срока эксплуатации подводного перехода.

При  определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет следуетпроизводить по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых кпрочности и устойчивости трубопровода и охране природы.

6.6.Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в днопересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетомвозможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектнаяотметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводныхпереходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиляразмыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетомвозможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительстваперехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При пересеченииводных преград, дно которых сложено скальными породами, заглублениетрубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированноготрубопровода до дна водоема.

При глубинеподводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средстваразработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно бытьобосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующимибассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения трубопроводов иукладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриватьсядополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

6.7. Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводовчерез реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению отмостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехническихсооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ имест массового обитания рыб.

Присоответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагатьпереходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше потечению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в табл. 4*, при этом должны разрабатываться дополнительныемероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.

6.8. Минимальные расстояния от оси подводных переходовнефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению отмостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходовгазопроводов до указанных объектов должны приниматься по табл. 4* как для подземной прокладки.

6.9. При пересечении водныхпреград расстояние между параллельными подводными трубопроводами следуетназначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а такжеиз условий производства работ по устройству подводных траншей, возможностиукладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии напараллельно проложенном. Минимальные расстояния между осями газопроводов,заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны бытьне менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включ. и 50 м длягазопроводов диаметром свыше 1000 мм.

На многониточномпереходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, на котором предусмотренаодновременная прокладка нескольких основных трубопроводов (основных ниток) иодного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных нитоктрубопроводов в одной траншее. Расстояние между параллельными нитками,прокладываемыми в одной общей траншее, и ширина траншеи назначаются в проектеисходя из условий производства работ по устройству подводной траншей ивозможности укладки в нее трубопровода.

6.10. Минимальные расстояния между параллельнымитрубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода,следует принимать такими же, как для линейной части магистральноготрубопровода.

6.11.* Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВне ниже 1 % обеспеченностидолжны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложеннымив разд. 8.

Если результатырасчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, то следуетпредусматривать:

на русловомучастке перехода - сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы,конструкция которых должна обеспечить надежное их крепление к трубопроводу дляукладки трубопровода способом протаскивания по дну;

на пойменныхучастках - одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкернымиустройствами.

6.12. Ширину подводных траншей по дну следует назначать сучетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазногообследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа  укладки и условиями прокладки кабеля данноготрубопровода.

Крутизну откосовподводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

6.13. Профиль трассы трубопровода следует принимать сучетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетнойдеформации  (предельного профиляразмыва), геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки испособа укладки подводного трубопровода.

6.14. Кривые искусственного гнутья в русловой частиподводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографическихи геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части нерекомендуется.

Примечание.Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределамипрогнозируемого размыва этих участков или находиться под защитой специальногокрепления берегов.

6.15.Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах трубопроводов,согласно п. 4.12* следует размещать наобоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10 %-ной обеспеченности и вышеотметок ледохода.

На берегахгорных рек отключающую арматуру следует размещать на отметках не ниже отметокГВВ 2 %-ной обеспеченности.

6.16. Проектом должны предусматриваться решения поукреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращениюстока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек,струенаправляющих дамб и т.д.).

6.17. При ширине водных преград при меженном горизонте 75м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом следуетпредусматривать прокладку резервной нитки. Для многониточных системнеобходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от шириныводной преграды устанавливается проектом.

Примечания: 1. При ширине заливаемой поймысвыше  500 м по уровню горизонта высокихвод при 10%-ной обеспеченности и продолжительностиподтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горныхрек и соответствующем обосновании  впроекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную ниткудопускается предусматривать при пересечении  водных преград шириной до 75 ми горных рек.

2. Диаметр резервной нитки определяется проектом.

3. Допускается предусматривать прокладку переходачерез водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии тщательногообоснования такого решения в проекте.

4. При необходимости транспортирования потрубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладку нефтепроводови нефтепродуктопроводов через водные преграды шириной менее 75 м в две нитки.

6.18. При проектировании подводных переходов,прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, следуетпроизводить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействиегидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

6.19. Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 ми менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб,обеспечивая закрепление перехода против всплытия на береговых неразмываемыхучастках установкой грузов или анкерных устройств.

6.20. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек иканалов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальныезнаки согласно "Правилам плавания по внутренним судоходным путям",утвержденным Минречфлотом РСФСР, и "Правиламохраны магистральных трубопроводов", утвержденным Советом МинистровСССР.

6.21. На болотах и заболоченных участках должнапредусматриваться подземная прокладка трубопроводов.

Как исключение,при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов поповерхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземнаяпрокладка). При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общаяустойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита оттеплового воздействия в случае разрыва одной из ниток.

6.22. При соответствующем обосновании при подземнойпрокладке трубопроводов через болота II и III типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервнойнитки.

6.23. Прокладку трубопроводов на болотах следуетпредусматривать, как правило, прямолинейно с минимальным числом поворотов.

В местах поворота следует применять упругий изгиб трубопроводов.Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии стребованиями, изложенными в разд.7.

6.24. Укладку трубопроводов при переходе через болота взависимости от мощности торфяного слоя и водного режима следует предусматриватьнепосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.

Допускаетсяпрокладка трубопроводов в насыпях с равномерной передачей нагрузки наповерхность торфа путем устройства выстилки из мелколесья. Выстилка должнапокрываться слоем местного или привозного грунта толщиной не менее 25 см, покоторому укладывается трубопровод.

6.25. Размеры насыпи при укладке в ней трубопроводадиаметром свыше 700 мм с расчетным перепадом положительных температур на данномучастке следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннегодавления и продольных сжимающих усилий, вызванных изменением температурыметалла труб в процессе эксплуатации.

6.26. Наименьшие размеры насыпи должны приниматься:

толщина слоя грунта над трубопроводом не менее 0,8 м с учетомуплотнения грунта в результате осадки;

ширина насыпиповерху равной 1,5 диаметра трубопровода, но не менее 1,5 м;

откосы насыпи взависимости от свойств грунта, но не менее 1:1,25.

6.27. В случае использования для устройства насыпи торфасо степенью разложения органического вещества менее 30 % необходимо предусматривать защитную минеральную обсыпку поверхторфа толщиной 20 см.

Насыпь из торфаи минерального грунта для защиты от размыва и выветривания должна бытьукреплена. Материалы и способы укрепления насыпи устанавливаются проектом.

6.28. При проектировании насыпи должно быть предусмотреноустройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Дноводопропускных  сооружений  и прилегающие откосы должны быть укреплены.

Количество иразмеры водопропускных сооружений определяются расчетом с учетом рельефаместности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.

6.29. Участки трубопроводов, прокладываемые в подводнойтраншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах,должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Дляобеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальныеконструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующиеустройства с использованием грунта, анкера и др.) .

6.30. При закреплении трубопровода анкерными устройствамилопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта илилёсса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежноезакрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого может бытьподвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания,размывов, выветривания, подработки или других причин.

ПОДЗЕМНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗЖЕЛЕЗНЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ

6.31.* Переходы трубопроводов через железные иавтомобильные дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог понасыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях присоответствующем обосновании в выемках дорог.

Угол пересечениятрубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило,90°. Прокладка трубопровода через тело насыпи недопускается.

6.32.* Участки трубопроводов, прокладываемых на переходахчерез железные дороги и автомобильные дороги всех категорий сусовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должныпредусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле,диаметр которых определяется из условия производства работ и конструкциейпереходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на200 мм.

Концы футлярадолжны выводиться на расстояние:

а) при прокладкетрубопровода через железные дороги:

от осей крайнихпутей - 50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откосавыемки;

от крайнеговодоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) -3 м;

б) при прокладкетрубопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м,но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров,устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводовчерез автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должнывыводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Прокладка кабелясвязи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильныедороги должна производиться в защитном футляре или отдельно в трубах.

6.33.* На подземных переходах газопроводов через железныеи автомобильные дороги концы защитных футляров должны иметь уплотнения издиэлектрического материала.

На одном из концов футляра или тоннеля следует предусматривать вытяжнуюсвечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

от оси крайнего пути железных дорог общего пользования

40

то же, промышленных дорог

25

от подошвы земляного полотна автомобильных дорог

25

Высотавытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.

6.34.* Заглубление участков трубопроводов, прокладываемыхпод железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельсадо верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках,кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.

Заглублениеучастков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всехкатегорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги доверхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, крометого, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

При прокладкетрубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины следует принимать доверхней образующей трубопровода.

Заглублениеучастков трубопровода под автомобильными дорогами на территории КС и НПСпринимается в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

6.35. Расстояние между параллельными трубопроводами научастках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначатьисходя из грунтовых условий и условий производстваработ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний,принятых при подземной прокладке линейной части магистральных трубопроводов.

6.36. Пересечение трубопроводов с рельсовыми путямиэлектрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местахприсоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.

6.37. Минимальное расстояние погоризонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода черезжелезные дороги общей сети должно приниматься, м:

до стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог

10

до стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах

20

до труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах

30

7. НАДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

7.1.Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается впустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок,оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивыхгрунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетомтребований п. 1.1.

В каждомконкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснованатехнико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность,техническую целесообразность и надежность трубопровода.

7.2. При надземной прокладке трубопроводов или ихотдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсациипродольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещенийтрубопроводов следует применять отводы, допускающие проход поршня для очисткиполости трубопровода и разделительной головки (для нефтепроводов инефтепродуктопроводов). Прямолинейные балочные переходы допускаетсяпроектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетомтребований разд. 8.

7.3. При прокладке трубопроводов и их переходов черезестественные и искусственные препятствия следует использовать несущуюспособность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующемобосновании в проекте допускается предусматривать для прокладки трубопроводовспециальные мосты.

Величиныпролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы иконструкции перехода в соответствии с требованиями разд. 8.

7.4. В местах установки на трубопроводе арматурынеобходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадкидолжны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на нихмусора и снега.

На начальном иконечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладкенеобходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотойне менее 2,2 м.

7.5. При проектировании надземных переходов необходимоучитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта.Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов изгрунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройствоповоротов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольныхперемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

В балочныхсистемах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается непредусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следуетпредусматривать мероприятия по обеспечению проектного положения (искусственноеупрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

7.6. Опоры балочных систем трубопроводов следуетпроектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземныхтрубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор.

7.7. Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог дониза трубы следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*,но не менее 0,5 м.

Высота прокладкитрубопроводов над землей на участках, где предусматривается использованиевечномерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условияобеспечения вечномерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом.

Припроектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или ихестественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводовследует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

7.8. При прокладке трубопроводовчерез препятствия, в том числе овраги и балки, расстояние от низа трубы илипролетного строения следует принимать:

при пересеченииоврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5 %-ной обеспеченности;

при пересечении несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, гдевозможен ледоход, - не менее 0,2 м до уровня воды при 1 %-ной обеспеченности иот наивысшего горизонта ледохода;

при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленнойнормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основнымитребованиями к расположению мостов.

Возвышение низатрубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных рекахзаломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретной случае, нодолжно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1 %-нойобеспеченности).

7.9. При прокладке трубопроводов через железные дорогиобщей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсовследует принимать в соответствии с требованиями габарита "С" по ГОСТ 9238-83.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должнобыть, м, не менее:

до подошвы откоса насыпи

5

до бровки откоса выемки

3

до крайнего рельса железной дороги

10

7.10. В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другиепрепятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающиенадежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводовпри возможном разрыве на одном из них.

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ ИУСТОЙЧИВОСТЬ

8.1. Расчетные схемы и методы расчета трубопроводовнеобходимо выбирать с учетом использования ЭВМ.

РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛОВ

8.2.Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и  следует приниматьравными соответственно минимальным значениямвременного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственнымстандартам и техническим условиям на трубы.

8.3. Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R1 и R2 следует определять по формулам:

                                                                   (4)

                                                                   (5)

где m - коэффициент условий работытрубопровода, принимаемый по табл. 1;

k1, k2 -коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по табл. 9 и 10;

kн - коэффициент надежности поназначению трубопровода, принимаемый по табл.11.

Таблица 9

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу к1

1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5 % и прошедшие 100 %-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами

1,34

2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100 %-ный контроль неразрушающими методами

1,40

3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами

1,47

4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы

1,55

Примечание. Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двуслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k1.

 

Таблица 10

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу к2

Бесшовные из малоуглеродистых сталей

1,10

Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой стали и низколегированной стали с отношением /£ 0,8

1,15

Сварные из высокопрочной стали с отношением /> 0,8

1,20

 

Таблица 11

Условный диаметр трубопровода, мм

Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн

для газопроводов в зависимости от внутреннего давления r

для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

r £ 5,4 МПа
р
£55 кгс/см2

5,4 < р £ 7,4 МПа
55 < р
£ 75 кгс/см2

7,4 < р £ 9,8 МПа
75 < р
£ 100 кгс/см2

500 и менее

1,00

1,00

1,00

1,00

600-1000

1,00

1,00

1,05

1,00

1200

1,05

1,05

1,10

1,05

1400

1,05

1,10

1,15

-

8.4.Основные физические характеристики стали для труб следует принимать по табл. 12.

Таблица 12

Физическая характеристика и обозначение стали

Bеличина и размерность

Плотность r

7850 кг/м3

Модуль упругости Е0

206 000 МПа
(2100 000 кгс/см2)

Коэффициент линейного расширения a

0,000012 град-1

Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла:

 

упругой m0

0,3

пластической m

По п. 8.25

8.5.*Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканийс учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

8.6.Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься всоответствии с требованиями СНиП2.01.07-85.

При расчете трубопроводовследует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении,испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке надлежитпринимать по табл. 13*. Допускаетсяпринимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в табл. 13* при соответствующем обосновании,исходя из условий эксплуатации трубопровода.

8.7.Рабочее (нормативное) давление - наибольшее избыточное давление, при которомобеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода.

При определении рабочегодавления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитыватьсятехнологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочеедавление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта примаксимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

8.8.Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода qгаз, Н/м, следует определять поформуле

                                             (6)

гдеrгаз - плотность газа, кг/м3(при О °С и1013гПа);

g - ускорение свободногопадения, g = 9,81 м/с2;

rа - абсолютное давление газав газопроводе, МПа;

Dвн - внутренний диаметр трубы, см;

z - коэффициент сжимаемостигаза;

T - абсолютная температура, К(Т = 273 + t, где t - температура газа, °С).

Для природного газа допускается принимать

                                               (7)

гдер - рабочее (нормативное) давление, МПа;

Dвн - обозначение то же, что в формуле (6).

Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 мтрубопровода qпрод, Н/м, следует определять по формуле

                                                 (8)

гдеrн - плотность транспортируемойнефти или нефтепродукта, кг/м3;

g, Dвн - обозначения те же, что в формуле (6).

Таблица 13*

Характер нагрузки и воздействия

Нагрузка и воздействие

Способ прокладки трубопровода

Коэффициент надежности по нагрузке

подземный, наземный
(в насыпи)

надземный

Постоянные

Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств

+

+

1,10 (0,95)

Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)

+

+

1,00 (0,90)

Давление (вес) грунта

+

-

1,20 (0,80)

Гидростатическое давление воды

+

-

1,00

Временные длительные

Внутреннее давление для газопроводов

+

+

1,10

Внутреннее давление для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700-1200 мм с промежуточными НПО без подключения емкостей

+

+

1,15

Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм

+

+

1,10

Масса продукта или воды

+

+

1,00 (0,95)

Температурные воздействия

+

+

1,00

Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры

+

+

1,50

Кратковременные

Снеговая нагрузка

-

+

1,40

Ветровая нагрузка

-

+

1,20

Гололедная нагрузка

-

+

1,30

Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта

+

-

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств

+

+

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов

+

+

1,00

Воздействие селевых потоков и оползней

+

+

1,00

Особые

Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах

+

+

1,00

Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых грунтов при оттаивании)

+

+

1,00

Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов

+

-

1,05

Примечания*: Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак "-" - не учитываются.

2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции.

3. Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц.

4. Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно в газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.

5.* Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более на всех промежуточных нефтеперекачивающих насосных станциях, работающих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубопроводов от воздействия переходных процессов.

8.9.Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы qлед, Н/м, следует определять по формуле

,                                                           (9)

где b - толщина слоя гололеда,мм, принимаемая согласно СНиП2.01.07-85;

Dн - наружный диаметр трубы, см.

8.10.Нормативную снеговую нагрузку  Н/м2, нагоризонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающегоэксплуатационного  мостика следуетопределять согласно СНиП 2.01.07-85.

При этом для одиночнопрокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова наединицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхноститрубопровода Сс принимается равным 0,4.

8.11.Нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует приниматьравным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок впроцессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которойфиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваютсякомпенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е. когда фиксируетсястатически неопределимая система). При этом допустимый температурный перепаддля расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельнодля участков I, II и III, IV категорий.

8.12.Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатациитрубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемогопродукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиациии теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

Принятые в расчетемаксимальная и минимальная температуры, при которых фиксируется расчетная схематрубопровода, максимально и минимально допустимая температура продукта навыходе из КС и НПС должны указываться в проекте.

8.13.При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность,устойчивость и выборе типа изоляции следует учитывать температуру газа, нефти инефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопроводав процессе транспортировки продукта.

8.14.* Выталкивающая сила воды qв, Н/м, приходящаяся наединицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии теченияводы, определяется по формуле

,                                              (10)

где Dн.и - наружный диаметр трубы сучетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

gв - плотность воды с учетомрастворенных в ней солей, кг/м3;

g - обозначение то же, что в формуле (6).

Примечание. Припроектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которыемогут перейти в жидко-пластическое состояние, при определении выталкивающейсилы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта,определяемую по данным изысканий.

8.15.Нормативную ветровую нагрузку на 1 м qвет, Н/м трубопровода одиночнойтрубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять поформуле

,                                       (11)

где qнс - нормативное значениестатической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемоесогласно СНиП 2.01.07-85;

qнд - нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2,определяемое согласно СНиП 2.01.07-85как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

Dн.и - обозначение то же, что в формуле(10).

8.16.Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, оползнями,перемещением опор и т.д., должны определяться на основании анализа грунтовыхусловий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатациитрубопровода.

8.17.Обвязочные трубопроводы КС и НПС следует дополнительно рассчитывать надинамические нагрузки от пульсации давления, а для надземных трубопроводов,подвергающихся очистке полости, следует дополнительно производить расчет надинамические воздействия от поршней и других очистных устройств.

8.18.Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивностьвозможных землетрясений для различных участков трубопроводов определяетсясогласно СНиП II-7-81*, по картам сейсмическогорайонирования СССР и списку населенных пунктов СССР, расположенных всейсмических районах, с учетом данных сейсмомикрорайонирования.

8.19.При проведении сейсмического микрорайонирования необходимо уточнить данные отектонике района вдоль всего опасного участка трассы в коридоре, границыкоторого отстоят от трубопровода не менее, чем на 15 км.

8.20.Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводовназначается согласно СНиП II-7-81*.

Расчетная сейсмичностьподземных магистральных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунтаназначаются без учета заглубления трубопровода как для сооружений,расположенных на поверхности земли.

8.21.При назначении расчетной интенсивности землетрясения для участков трубопроводанеобходимо учитывать помимо сейсмичности площадки строительства степеньответственности трубопровода, устанавливаемую введением в расчет к коэффициентунадежности по нагрузке коэффициента k0, принимаемого всоответствии с п. 8.59 в зависимости отхарактеристики трубопровода.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ

8.22.* Расчетную толщину стенки трубопровода d, см, следует определять по формуле

.                                              (12)

Приналичии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следуетопределять из условия

,                                           (13)

гдеn - коэффициент надежности понагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13;

р - обозначение то же, что в формуле (7);

Dн - наружный диаметр трубы, см;

R1 - обозначение то же, что в формуле (4);

y1 - коэффициент, учитывающийдвухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле

,                        (14)

где sпр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействийс учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятыхконструктивных решений.

Толщину стенкитруб, определенную по формулам (12) и (13), следует принимать не менее 1/140 Dн,но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм -для труб условным диаметром свыше 200 мм.

При этом толщинастенки должна удовлетворять условию (66),чтобы величина давления, определяемая по п.13.16, была бы не менее величины рабочего (нормативного) давления.

Увеличениетолщины стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по сравнениюс величиной, полученной по формуле (12),должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающимконструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

Полученноерасчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большегозначения, предусмотренного государственными стандартами или техническимиусловиями. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХИ НАЗЕМНЫХ (В НАСЫПИ) ТРУБОПРОВОДОВ

8.23. Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводыследует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость впродольном направлении и против всплытия.

8.24. Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи)трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия

,                                      (15)

где sпр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа,определяемое согласно п. 8.25;

y2 - коэффициент, учитывающийдвухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевыхпродольных напряжениях (sпр.N ³ 0) принимаемый равнымединице, при сжимающих (sпр.N <0) определяемый по формуле

;                   (16)

R1 - обозначение то же, что в формуле (4);

sкц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа,определяемые по формуле

,                                      (17)

где n - обозначение то же, что в формуле (12);

р - обозначение то же, что в формуле (7);

Dвн - обозначение то же, что в формуле (6);

dн - номинальная толщинастенки трубы, см.

8.25. Продольныеосевые напряжения sпр.NМПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетомупругопластической работы металла. Расчетная схема должна отражать условияработы трубопровода и взаимодействие его с грунтом.

В частности, дляпрямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи)трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок ипучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

                              (18)

где                                                       ;                                      (19)

,                                     (20)

 - коэффициент линейногорасширения металла трубы, град-1;

Е -переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

Dt - расчетный температурныйперепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;

m - переменный коэффициентпоперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

n - обозначението же, что в формуле (12);

р - обозначение то же, что в формуле (7);

Dвн- обозначение то же, что в формуле (6);

dн - обозначение то же, что в формуле (17);

si - интенсивность напряжений,определяемая через главные напряжения;

для данногочастного случая по формуле

;                                    (21)

ei - интенсивность деформаций,определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммойдеформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения s - e по формулам

;                                                           (22)

;                                         (23)

m0 - коэффициент поперечнойдеформации в упругой области;

E0 -модуль упругости, МПа.

Абсолютноезначение максимального положительного Dt(+) или отрицательного Dt(-) температурного перепада,при котором толщина стенки определяется только из условия восприятиявнутреннего давления по формуле (12), определяютсядля рассматриваемого частного случая соответственно по формулам

;                            .                    (24)

Длятрубопроводов, прокладываемых в районах горных выработок, дополнительныепродольные осевые растягивающие напряжения , МПа, вызываемые горизонтальными деформациями грунта отгорных выработок, определяются по формуле

                                            (25)

где Е0 -обозначение то же, что в формуле (19);

l0 - максимальные перемещениятрубопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, см, определяются поформуле

;                       (26)

lm - длина участка деформациитрубопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения, см;

,                                               (27)

tпр.гр - предельное сопротивлениегрунта продольным перемещениям трубопровода, МПа;

l - длина участка однозначныхдеформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемоготрубопроводом, см;

,                                  (28)

x0 - максимальное сдвижениеземной поверхности в полумульде, пересекаемой трубопроводом, см;

dн - обозначение то же, что в формуле (17);

uмакс - перемещение,соответствующее наступлению  предельногозначения tпр.гр, см

8.26.Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (внасыпи) трубопроводов  проверкунеобходимо производить по условиям

;                                         (29)

;                                              (30)

где  - максимальные(фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативныхнагрузок и воздействий, определяемые согласно п.8.27, МПа;

y3 -коэффициент, учитывающийдвухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольныхнапряжениях ( ³ 0) принимаемый равным единице,при сжимающих ( < 0) - определяемый поформуле

,                         (31)

m, , kн - обозначенияте же, что в формуле (5);

 -кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые поформуле

                                         (32)

р - обозначение то же, что в формуле (7);

Dвн - обозначение то же, что в формуле (6);

dн - обозначение то же, что в формуле (17).

8.27. Максимальные  суммарные продольные напряжения , МПа, определяютсяот всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетомпоперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правиламистроительной механики. При определении жесткости и напряженного состоянияотвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннегодавления.

В частности, дляпрямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствиипродольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунтамаксимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок ивоздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле

,                                        (33)

где m, a, Е, Dt - обозначения те же, что в формуле (18);

 - обозначение то же, что в формуле (30);

Dн - обозначението же, что в формуле (12);

р - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.

8.28.Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскостинаименьшей жесткости системы следует производить из условия

,                                           (34)

где S - эквивалентное продольноеосевое усилие в сечении трубопровода, Н, определяемое согласно п. 8.29;

m - обозначение то же, что в формуле (4);

Nкр - продольное критическоеусилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. Nкр следует определятьсогласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивногорешения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины егозаложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта,закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участкахследует учитывать гидростатическое воздействие воды.

Продольную устойчивостьследует проверять для криволинейных участков в плоскости изгиба трубопровода.Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков следуетпроверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.

8.29. Эквивалентное продольноеосевое усилие в сечении трубопровода S следует определять отрасчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещенийтрубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

В частности, дляпрямолинейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом,при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунтаэквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S, Н,определяется по формуле

,                                                     (35)

где m, a, Е, Dt -обозначения те же, что в формуле (18);

sкц - обозначение то же, что в формуле (17);

F - площадь поперечного сечения трубы, см2.

8.30*.Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых наобводненных участках трассы, следует проверять для отдельных (в зависимости отусловий строительства) участков по условию

,                                             (36)

где Qакт -суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругийотпор при прокладке свободным изгибом, Н;

Qпас - суммарнаярасчетная нагрузка, действующая вниз (включая массу - собственный вес), Н;

kн.в - коэффициент надежностиустойчивости положения трубопровода против всплытия, принимаемый равным дляучастков перехода:

через болота, пойма , водоемы при отсутствия течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГГВ 1-% обеспеченности

- 1,05

русловых через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ

- 1,10

через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки

- 1,15

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, для которых возможно их опорожнение и замещение продукта воздухом

- 1,03

В частном случае при укладкетрубопровода свободным изгибом при равномерной балластировке по длине величинанормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе , Н/м, определяется из условия

,                  (37)*

где nб - коэффициент надежности понагрузке, принимаемый равным:

0,9 - для железобетонныхгрузов;

1,0 - для чугунных грузов;

kн.в -обозначение то же, что в формуле (36);

qв - расчетная выталкивающаясила воды, действующая на трубопровод, Н/м;

qизг - расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободномизгибе трубопровода, Н/м, определяемая по формулам:

 (для выпуклых кривых);                          (38)

 (для вогнутых кривых);                           (39)

qтр - расчетная нагрузка от массы трубы. Н/м;

qдоп - расчетная нагрузка отвеса продукта, Н/м, которая учитывается при расчете газопроводов и при расчетенефтепроводов и нефтепродуктопроводов, если в процессе их эксплуатацииневозможно их опорожнение и замещение продукта воздухом.

gб - нормативная объемнаямасса материала пригрузки, кг/м3;

gв - плотность воды,принимаемая по данным изыскания (см. п. 8.14),кг/м3;

В формулах (38)- (39):

Е0 - обозначението же, что в формуле (19);

I -момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, см4;

b - угол поворота оси трубопровода рад;

r -обозначение то же, что в формуле (33).

8.31*.Вес засыпки трубопроводов на русловых участках переходов через реки иводохранилища не учитывается. При расчете на устойчивость положения  нефтепровода и нефтепродуктопроводов,прокладываемых на обводненных участках, удерживающая способность грунта учитывается.При проверке продольной устойчивости трубопровода как сжатого стержнядопускается учитывать вес грунта засыпки толщиной 1,0 м при обязательномсоблюдении требований п. 6.6 в частизаглубления трубопровода в дно не менее 1 м.

8.32.Расчетная несущая способность анкерного устройства, Банк, Н, определяется по формуле

,                                                         (40)

где z - количество анкеров водном анкерном устройстве;

mанк - коэффициент условийработы анкерного устройства, принимаемый равным 1,0 при z = 1или при z ³ 2 и Dн / Dанк³ 3; а при z ³ 2 и 1 £ Dн / Dанк£ 3

;

Pанк - расчетнаянесущая способность анкера, Н, из условия несущей способности грунта основания,определяемая из условия

,                                                    (41)

Dн - обозначение то же, что в формуле (12);

Dанк - максимальный линейныйразмер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, см;

Фанк - несущаяспособность анкера, Н, определяемая расчетом или по результатам полевыхиспытаний согласно СНиП 2.02.03-85;

kн - коэффициент надежностианкера, принимаемый равным 1,4 (если несущая способность анкера определенарасчетом) или 1,25 (если несущая способность анкера определена по результатамполевых испытаний статической нагрузкой).

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НАДЗЕМНЫХТРУБОПРОВОДОВ

8.33.Надземные (открытые) трубопроводы следует проверять на прочность, продольнуюустойчивость и выносливость (колебания в ветровом потоке).

8.34.Проверку на прочность надземных трубопроводов, за исключением случаев,регламентированных п. 8.35, следуетпроизводить из условия

,                                                   (42)

 

где sпр - максимальные продольныенапряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа,определяемые согласно п. 8.36;

y4 - коэффициент, учитывающий двухосноенапряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (sпр ³ 0) принимаемый равнымединице, при сжимающих (sпр < 0) - определяемый поформуле (с учетом примечания к п. 8.35)

;                   (43)

R2 - расчетное сопротивление,МПа, определяемое по формуле (5). Прирасчете на выносливость (динамическое воздействие ветра) величина R2 понижаетсяумножением на коэффициент n определяемый согласно СНиП II-23-81*;

srw -обозначение то же, что в формуле (17).

8.35. Расчет многопролетныхбалочных систем надземной прокладки при отсутствии резонансных колебанийтрубопровода в ветровом потоке, а также однопролетных прямолинейных переходовбез компенсации продольных деформаций допускается производить с соблюдениемследующих условий:

от расчетных нагрузок ивоздействий

,                                                            (44)

;                    (45)

от нормативных нагрузок ивоздействий

,                                                      (46)

где sпр.N - продольные осевыенапряжения, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета изгибныхнапряжении) принимаются положительными при растяжении;

y4 - обозначение то же, что в формуле (43);

R2 - обозначение то же, что в формуле (5);

sпр.М абсолютная величина максимальныхизгибных напряжений, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета осевыхнапряжений);

y3 - обозначение то же, что в формуле (31);

m, kн - обозначения те же, что в формуле (4);

 - обозначение то же, что в формуле (5).

Примечания:1. Если расчетное сопротивление R2> R1, то в формулах (42)- (45) вместо R2 следуетпринимать R1.

2. Для надземных бескомпенсаторных переходов при числе пролетов неболее четырех допускается при расчете по формулам(42), (44) и (45) вместо y4  принимать y3, определяемоепо формуле (31).

8.36. Продольные усилия и изгибающиемоменты в балочных, шпренгельных, висячих и арочных надземных трубопроводахследует определять в соответствии с общими правилами строительной механики. Приэтом трубопровод рассматривается как стержень (прямолинейный иликриволинейный).

При наличии изгибающихмоментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет следует производитьпо их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.

8.37.При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземныхтрубопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости отметода монтажа трубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходахтрубопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба.Расчет надземных трубопроводов должен производиться с учетом перемещенийтрубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.

8.38.Балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом тренияна опорах, при этом принимается меньшее или большее из возможных значенийкоэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетногослучая.

8.39.Трубопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем с воспринимаемымтрубопроводом распором должны быть рассчитаны на продольную устойчивость вплоскости наименьшей жесткости системы.

8.40.При скоростях ветра, вызывающих колебание трубопровода с частотой, равнойчастоте собственных колебаний, необходимо производить поверочный расчеттрубопроводов на резонанс.

Расчетные усилия иперемещения трубопровода при резонансе следует определять как геометрическуюсумму резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от другихвидов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку,соответствующую критическому скоростному напору.

8.41.Расчет оснований, фундаментов и самих опор следует производить по потеренесущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности кнормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимобольшими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений илитрубопровода.

8.42.Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части следует рассчитывать напередаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные игоризонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты,определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных ихсочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессеэксплуатации.

При расчете опор следуетучитывать глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации грунта (пучениеи просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятиянагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения илиобводнения участков, прилегающих к трассе, и других условий.

8.43.Нагрузки на опоры, возникающие от воздействия ветра и от изменений длинытрубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стеноктруб, должны определяться в зависимости от принятой системы прокладки икомпенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивленийперемещениям трубопровода на опорах.

На уклонах местности и научастках со слабонесущими грунтами следует применять системы прокладокнадземных трубопроводов с неподвижными опорами, испытывающими минимальныенагрузки, например, прокладку змейкой с неподвижными опорами, расположенными ввершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.

8.44.Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем трубопроводовследует принимать равными сумме усилий, передающихся на опору от примыкающихучастков трубопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разностиусилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшаяиз нагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

8.45*.Продольно-подвижные и свободноподвижные опоры балочных надземных системтрубопроводов следует рассчитывать на совместное действие вертикальной нагрузкии горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплениитрубопроводов к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки).При определении горизонтальных усилий на подвижные опоры необходимо приниматьмаксимальное значение коэффициента трения.

В прямолинейных балочныхсистемах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможноеотклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетноегоризонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления,действующее на промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, следуетпринимать равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилияв трубопроводе.

8.46.При расчете опор арочных систем, анкерных опор висячих и других систем следуетпроизводить расчет на возможность опрокидывания и сдвиг.

КОМПЕНСАТОРЫ

8.47.Расчет компенсаторов на воздействие продольных перемещений трубопроводов,возникающих от изменения температуры стенок труб, внутреннего давления и другихнагрузок и воздействий, следует производить по условию

,                                          (47)

где sкомп - расчетные продольныенапряжения в компенсаторе от изменения длины трубопровода под действиемвнутреннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб, МПа;

sм - дополнительные продольныенапряжения в компенсаторе от изгиба под действием поперечных и продольныхнагрузок (усилий) в расчетном сечении компенсатора, МПа, определяемые согласнообщим правилам строительной механики;

R2 - обозначение то же, что в формуле (5);

sкц - обозначение то же, что в формуле (17).

Примечание. Прирасчете компенсаторов на участках трубопроводов, работающих при малоизменяющемся температурном режиме (на линейной части газопроводов,нефтепроводов и нефтепродуктопроводов), допускается в формуле (47) вместо расчетного сопротивления R2 принимать нормативное сопротивление .

8.48.Величина расчетных продольных напряжений в компенсаторе sкомп определяется в соответствиис общими правилами строительной механики с учетом коэффициента уменьшенияжесткости отвода kж и коэффициента увеличения продольных напряжений mk.

В частности, для П-, Z- иГ-образных компенсаторов расчет производится по следующим формулам:

для П-образных

;                                            (48)

;           (49)

для Z-образных

;                                                 (50)

;        (51)

для Г-образных

;                                        (52)

где E0 - обозначение то же, что в формуле(19);

Dн - обозначението же, что в формуле (12);

lk- вылет компенсатора, см;

Dk - суммарное продольноеперемещение трубопровода в месте примыкания его к компенсатору от воздействиятемпературы и внутреннего давления, см;

pk - радиус изгиба оси отвода, см;

lп - ширина полкикомпенсатора, см.

8.49.Коэффициенты уменьшения жесткости кж и увеличения напряжений mk для гнутых и сварных отводов компенсаторов при lk < 0,3 определяются поформулам:

;                                                      (53)

;                                                             (54)

.                                                (55)

где dн - обозначение то же, что в формуле (17);

rк - обозначение то же, что в формуле (49);

rc  - средний радиус отвода, см.

8.50.Реакция отпора Hk компенсаторов, Н, при продольныхперемещениях надземного трубопровода определяется по формулам: для П- иZ-образных компенсаторов

;                                           (56)

для Г-образных компенсаторов

,                                           (57)

где Нk - момент сопротивлениясечения трубы, см3;

sкомп, mк, lк - обозначенияте же, что в формуле (48).

8.51.Расчетные величины продольных перемещений надземных участков трубопроводаследует определять от максимального повышения температуры стенок труб(положительного расчетного температурного перепада) и внутреннего давления (удлинениетрубопровода) , а также от наибольшего понижения температуры стенок труб(отрицательного температурного перепада) при отсутствии внутреннего давления втрубопроводе (укорочение трубопровода).

8.52.С целью уменьшения размеров компенсаторов следует применять предварительную ихрастяжку или сжатие, при этом на чертежах должны указываться величины растяжкиили сжатия в зависимости от температуры, при которой производится сварказамыкающих стыков.

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДОВ,ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

8.53.Трубопроводы, прокладываемые в сейсмических районах, независимо от видапрокладки (подземной, наземной или надземной), рассчитываются на основные иособые сочетания нагрузок с учетом сейсмических воздействий согласно СНиП II-7-81*.

8.54. Трубопроводы и их элементы,предназначенные для прокладки в сейсмических районах, согласно п. 5.31 следует рассчитывать:

на условные статическиенагрузки, определяемые с учетом сейсмического воздействия. При этом предельныесостояния следует принимать как для трубопроводов, прокладываемых внесейсмических районов;

на сейсмические воздействия,получаемые на основании анализа записей сейсмометрических станций (в виде акселерограмм,велосиграмм, сейсмограмм), ранее имевших место землетрясений в районестроительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Величиныпринимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть неменее указанных в табл. 14.

При расчетах на наиболееопасные сейсмические воздействия допускается в конструкциях, поддерживающихтрубопровод, неупругое деформирование и возникновение остаточных деформаций,локальные повреждения и т. д.

Таблица 14

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение, см/с2

100

200

400

800

8.55.Расчет надземных трубопроводов на опорах следует производить на действиесейсмических сил, направленных:

вдоль оси трубопровода, приэтом определяются величины напряжений в трубопроводе, а также производитсяпроверка конструкций опор на действие горизонтальных сейсмических нагрузок;

по нормали к продольной оситрубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом следуетопределять величины смещений трубопровода и достаточность длины ригелей, прикоторой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжения втрубопроводе, а также проверять конструкции опор на действие горизонтальных ивертикальных сейсмических нагрузок.

Дополнительно необходимопроводить поверочный расчет трубопровода на нагрузки, возникающие при взаимномсмещении опор.

Сейсмические нагрузки нанадземные трубопроводы следует определять согласно СНиП II-7-81*.

8.56.Дополнительные напряжения в подземных трубопроводах и трубопроводах,прокладываемых в насыпи, следует определять как результат воздействиясейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода, вызваннойнапряженным состоянием грунта.

Расчет подземныхтрубопроводов и трубопроводов в насыпи на действие сейсмических нагрузок,направленных по нормали к продольной оси трубопровода, не производится.

8.57.Напряжения в прямолинейных подземных или наземных (в насыпи) трубопроводах отдействия сейсмических сил, направленных вдоль продольной оси трубопровода,следует определять по формуле

,                                                (58)

где m0 - коэффициент защемления трубопроводав грунте, определяемый согласно п. 8.58;

k0 - коэффициент,учитывающий ответственность трубопровода, определяемый согласно п. 8.59;

kп - коэффициентповторяемости землетрясения, определяемый согласно п. 8.60;

ас - сейсмическоеускорение, см/с2, определяемое по данным сейсмического районированияи микрорайонирования с учетом требований п.8.54;

Е0 -обозначение то же, что в формуле (19);

Т0 -преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемыйпри изысканиях, с;

ср - скоростьраспространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оситрубопровода, см/с, в грунтовом массиве, определяемая при изысканиях; на стадииразработки проекта допускается принимать согласно табл. 15.

8.58. Коэффициент защемлениятрубопровода в грунте m0 следует определять наосновании материалов изысканий. Для предварительных расчетов допускаетсяпринимать по табл. 15.

При выборе значениякоэффициента m0 необходимо учитывать изменения состоянияокружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.

Таблица 15

Грунты

Скорость распространения продольной сейсмической волны ср, км/с

Коэффициент защемления трубопровода в грунте m0

Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных

0,12

0,50

Песчаные маловлажные

0,15

0,50

Песчаные средней влажности

0,25

0,45

Песчаные водонасыщенные

0,35

0,45

Супеси и суглинки

0,30

0,60

Глинистые влажные, пластичные

0,50

0,35

Глинистые, полутвердые и твердые

2,00

0,70

Лёсс и лёссовидные

0,40

0,50

Торф

0,10

0,20

Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

2,20

1,00

Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1,50

1,00

Гравий, щебень и галечник

1,10

См. примеч. 2

Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные, выветренные и сильно выветренные)

1,50

То же

Скальные породы (монолитные)

2,20

"

Примечания: 1. В таблице приведены наименьшие значения ср, которые следует уточнять при изысканиях.

2. Значения коэффициентов защемления трубопровода следует принимать по грунту засыпки.

 

8.59. Коэффициент k0, учитывающий степень ответственноститрубопровода, зависит от характеристики трубопровода и определяется по табл. 16.

Таблица 16

Характеристика трубопровода

Значение коэффициента k0

1. Газопроводы при рабочем давлении от 2,5 до 10,0 МПа (25-100 кгс/см2) включ.; нефтепроводы и нефтепродуктопроводы при условном диаметре от 1000 до 1200 мм. Газопроводы независимо от величины рабочего давления, а также нефтепроводы и нефтепродуктопроводы любого диаметра, обеспечивающие функционирование особо ответственных объектов. Переходы трубопроводов через водные преграды с шириной по зеркалу в межень 25 м и более

1,5

2. Газопроводы при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа (12-25 кгс/см2); нефтепроводы и нефтепродуктопроводы при условном диаметре от 500 до 800 мм

1,2

3. Нефтепроводы при условном диаметре менее 500 мм

1,0

Примечание. При сейсмичности площадки 9 баллов и выше коэффициент k0 ля трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

8.60. Повторяемость сейсмическихвоздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территорииСССР согласно СНиП II-7-81*. Значения коэффициентовповторяемости землетрясений следует принимать по табл. 17.

Таблица 17

Повторяемость землетрясений 1 раз

в 100 лет

в 1000 лет

в 10 000 лет

Коэффициент повторяемости kп

1,15

1,0

0,9

8.61.Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия следует производитьсогласно требованиям СНиП II-7-81*.

8.62.Трубопроводы, прокладываемые в вечномерзлых грунтах при использовании их по IIпринципу, необходимо рассчитывать на просадки и пучения.

СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ

8.63.Расчетную толщину стенки деталей (тройников, отводов, переходников и днищ) dд, см, трубопроводов придействии внутреннего давления следует определять по формуле

.                                     (59)

Толщина стенки основнойтрубы тройника dм, см, определяется по формуле (59), а толщина стенки ответвленияd0, см, - по формуле

.                                                     (60)

Толщина стенки послерасточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом dк.д, см (толщина свариваемойкромки), определяется из условия

.                                       (61)

где n - обозначение то же, что в формуле (12);

р - обозначение то же, что в формуле (7);

Dд - наружныйдиаметр соединительной детали, см;

hв - коэффициент несущейспособности деталей следует принимать: для штампованных отводов и сварныхотводов, состоящих не менее, чем из трех полных секторов и двух полусекторов поконцам при условии подварки корня шва и 100 %-ного контроля сварных соединений- по табл. 18;

для тройников - по графикурекомендуемого приложения; для конических переходников с углом наклонаобразующей g < 12° и выпуклых днищ - hв =1;

R1(д) -расчетное сопротивление материала детали (для тройников R1(д) =R1(м)),МПа;

R1(0),R1(м) -расчетныесопротивления материала ответвления и магистрали тройника, МПа;

Dо - наружный диаметрответвления тройника, см;

Dм - наружный диаметр основнойтрубы тройника, см.

Примечание.Толщину стенки переходников следует рассчитывать по большему диаметру.

Таблица 18

Отношение среднего радиуса изгиба отвода к его наружному диаметру

1,0

1,5

2,0

Коэффициент несущей способности детали hв

1,30

1,15

1,00

8.64.*В том случае, когда кроме внутреннего давления тройниковые соединения могут подвергатьсяодновременному воздействию изгиба и продольных сил, для предотвращениянедопустимых деформаций должно выполняться условие

                                         (62)*

где s1, s2, sкр - напряжения соответственнокольцевое, продольное и касательное в наиболее напряженной точке тройниковогосоединения, определяемые от нормативных нагрузок и воздействий;

R2н -обозначение то же, что в формуле (5).

9. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

9.1.В проектах на прокладку трубопроводов необходимо предусматривать решения поохране окружающей среды при сооружении трубопроводов и последующей ихэксплуатации.

9.2.При подземной и наземной (в насыпи) прокладках трубопроводов необходимопредусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местныхматериалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонив,промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений - перемычки,предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдольтрубопровода.

9.3.При прокладке трубопроводов в земляных насыпях на пересечениях через балки,овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропускных сооружений(лотков, труб и т. п.) Поперечное сечение водопропускных сооружений следуетопределять по максимальному расходу воды повторяемостью один раз в 50 лет.

9.4.Крепление незатопляемых берегов в местах пересечения подземными трубопроводамиследует предусматривать до отметки, возвышающейся не менее, чем на 0,5 м над расчетным паводковым горизонтомповторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м - над высотой вкатывания волн наоткос.

На затопляемых берегах кромеоткосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем коткосу, длиной 1 -5 м.

Ширина укрепляемой полосыберега определяется проектом в зависимости от геологических игидрогеологических условий.

9.5.Проектные решения по прокладке в оползневых районах должны приниматься из условия исключения возможного нарушения приходныхусловий (глубокие забивные и буронабивные сваи или столбы и т. п.) .

9.6.При подземной прокладке трубопроводов необходимо предусматривать рекультивациюплодородного слоя почвы.

9.7.Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основаниядолжен являться принцип I согласно СНиП 2.02.04-88.

9.8.При пересечении трубопроводом участков с подземными льдами и наледями, а такжепри прокладке трубопроводов по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношениисклонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов проектом должныпредусматриваться специальные инженерные решения по предотвращению техногенныхнарушений и развитию криогенных процессов;

мероприятия по максимальномусохранению растительного покрова;

подсыпка грунта и заменапучинистых грунтов на непучинистые;

дренаж и сток вод;

выравнивание и уплотнениегрунтового валика над трубопроводом.

9.9.При прокладке трубопроводов на вечномерзлых грунтах на участках с льдистостьюменее 0,1 допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации.На участках с таликами рекомендуется грунты основания использовать в таломсостоянии. Допускается многолетнее промораживание талых непучинистых грунтовпри прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой.

9.10.На участках трассы трубопроводов, прокладываемых в пределах урочищ синтенсивным проявлением криогенного пучения, необходимо предусматриватьпроектные решения по предупреждению деформаций оснований (уменьшение глубины сезонногооттаивания, устройство противопучинистых подушек и т. п.) .

Эрозирующие овраги ипромоины, расположенные вблизи трассы трубопроводов, должны быть укреплены.

9.11.Требования по охране окружающей среды следует включать в проект отдельнымразделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

9.12.Требования к гидравлическим испытаниям и рекультивации должнырегламентироваться в проекте в виде самостоятельных подразделов.

9.13.Для трубопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и морских районах,прилегающих к северному побережью СССР, в проекте должны предусматриватьсядополнительные мероприятия по охране природы в этих районах согласно УказуПрезидиума Верховного Совета СССР от 26 ноября 1984 г. № 1398-ХI"Об усилении охраны природы в районах Крайнего Севера и морских районах,прилегающих к северному побережью СССР" и другому действующемузаконодательству Союза ССР и РСФСР об охране природы, законодательству СоюзаССР об экономической зоне СССР и о континентальном шельфе СССР.

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

10.1.При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных,надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозииследует руководствоваться требованиями ГОСТ25812-83* и нормативными документами, утвержденными в установленномпорядке.

10.2.Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должнаобеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационногосрока.

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИЗАЩИТНЫМИ ПОКРЫТИЯМИ

10.3.Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии,независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, должнаосуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимическойзащиты.

10.4.В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводовследует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитныхпокрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов,трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, атакже на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

южнее 50° северной широты;

в засоленных почвах любого районастраны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

в болотистых, заболоченных,черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

на подводных переходах и впоймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в томчисле на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, впределах расстояний, устанавливаемых при проектировании, в соответствии с табл. 3 и 4;

на пересечениях с различнымитрубопроводами - по 20 м в обе стороны от места пересечения;

на участках промышленных ибытовых стоков, свалок мусора и шлака; на участках блуждающих токов; научастках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313К (40 °С) ивыше;

на участках нефтепроводов,нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек,каналов, озер, водохранилищ, а также границ населенных пунктов и промышленныхпредприятий.

Во всех остальных случаяхприменяются защитные покрытия нормального типа.

ЗАЩИТА НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТАТМОСФЕРНОЙ КОРРОЗИИ

10.5.Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозиилакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями изконсистентных смазок.

10.6. Лакокрасочные покрытиядолжны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1 кВ натолщину.

Контроль лакокрасочныхпокрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ (ТУ25-06.2500-83) или МТ-ЗЗН (ТУ 25-06.1874-78), а по сплошности - искровымдефектоскопом типа ЛКД-1м или типа "Крона-1Р" (ТУ 25-06.2515-83).

10.7.Толщина стеклоэмалевых покрытий (ОСТ 26-01-1-79) должна быть не менее 0,5 мм,сплошность - не менее 2 кВ на толщину.

Примечание.Контроль стеклоэмалевых покрытий следует производить приборами, указанными в п. 10.6.

10.8.Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не нижеминус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс40 °С.

Покрытие из консистентнойсмазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры ПАК-З или ПАК-4 ииметь толщину в пределах 0,2 - 0,5 мм.

10.9.Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземныхтрубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-23-81*.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ

10.10.В условиях повышенной коррозионной опасности: в солончаках с сопротивлениемгрунтов до 20 Ом·м,на участках, где не менее 6 мес в году уровень грунтовых вод находится вышенижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатациитрубопроводов плюс 40 °С и выше следует предусматривать, как правило,резервирование средств электрохимической защиты.

10.11.Контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного наКС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующеговлияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

10.12.В качестве токоотводов заземляющих устройств следует использовать, как правило,протекторы, количество которых определяется расчетом с учетом срока службы идопустимого значения сопротивления растеканию защитного заземления,определяемого ПУЭ, утвержденными МинэнергоСССР.

10.13.Установку анодных заземлений и протекторов следует предусматривать ниже глубиныпромерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.

10.14.В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна бытьпредусмотрена установка опознавательного знака.

10.15.Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следуетрассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этотрасчет по допустимому падению напряжения.

10.16.При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводскогоизготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечениемне менее 6 мм2 (по меди).

10.17.При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовоймелочи должна быть не более 10 мм.

10.18.Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также местаподключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию снадежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляциисоединительных кабелей.

10.19.На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление- установка катодной защиты - трубопровод следует предусматривать применениекабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

10.20.Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществлятьсяпо II категории от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ илипроектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

10.21.Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должнысоответствовать требованиям ГОСТ 13109-87.

10.22.Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следуетпроектировать согласно ГОСТ 9.602-89.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

10.23.Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районахраспространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриватьсяэлектрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.

10.24.Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых грунтпромерзает в зимний период ("холодные" участки).

10.25.При отсутствии источников электроэнергии допускается применять на"холодных" участках вместо катодных станций протяженные протекторы.

10.26.Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускаетсяприменять на любых участках трубопровода, где грунт вокруг него находится вталом состоянии.

10.27.В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинныеанодные заземления.

10.28.Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть неменее 10, а глубинных - не менее 20 лет.

10.29.Минимальный защитный потенциал Uминt при температуре грунта (вдиапазоне положительных температур не ниже плюс 1 °С), в котором расположентрубопровод, следует определять по формуле

,                                            (63)

где Uмин18 - минимальный защитныйпотенциал при температуре грунта 18 °С (при отсутствии опасности бактериальнойкоррозии Uмин18 = -0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);

tr- температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, °С;

bu - температурный коэффициентпотенциала, °С (для температуры грунта 0 - 18 °С bu= 0,003; для температуры грунта 18-30 °С bu= 0,01).

В интервале температуртранспортируемого продукта от минус 5 до минус 1 °С Uминt= Uмин1°с, а в интервале температур ±1 °С Uминt = - 0,85 В.

10.30.Трубопроводы, температура стенок и грунта вокруг которых в процессеэксплуатации не превышает минус 5 °С, электрохимической защите не подлежат.

11. ЛИНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИТРУБОПРОВОДОВ

11.1.Линии технологической связи трубопроводов служат для централизованногоуправления их работой и являются технической базой для автоматизированнойсистемы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса.

11.2.Проектирование линий технологической связи трубопроводов необходимоосуществлять в соответствии с требованиями нормативных документов попроектированию линий связи, утвержденных Мингазпромом, Миннефтепромом, МинсвязиСССР и Госкомнефтепродуктом СССР в установленном порядке, и настоящего раздела.

11.3*.Технологическая связь трубопроводов должна обеспечивать:

магистральную связьцентральных диспетчерских пунктов Мингазпрома, Миннефтепрома или ГоскомнефтепродуктаРФ с диспетчерскими пунктами объединений (управлений) по добыче итранспортированию газа, нефти и нефтепродуктов;

магистральную диспетчерскуютелефонную связь диспетчерских пунктов объединений (управлений) по добыче итранспортированию газа, нефти и нефтепродуктов с диспетчерскими пунктамилинейных производственных управлений магистральных трубопроводов, КС и НПС,ГРС, наливных станций, ПХГ и нефтяных промыслов;

диспетчерскую телефоннуюсвязь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральныхтрубопроводов с подчиненными им КС или НПС, ГРС или наливными станциями,ремонтно-восстановительными и эксплуатационными службами трубопровода, пунктамизамера транспортируемого продукта, линейными ремонтерами (обходчиками), а такжес ПХГ и головными сооружениями промыслов;

линейную связь диспетчерскихпунктов линейно-производственных управлений магистральных трубопроводов соспециальными транспортными средствами и ремонтными бригадами, работающими натрассе трубопровода;

оперативно-производственнуютелефонную и телеграфную связь Мингазпрома или Миннефтепрома с управлениямимагистральных трубопроводов и объединениями (управлениями) по добыче итранспортированию газа, нефти и нефтепродуктов; объединений (управлений) сподчиненными им службами, а также смежных объединений (управлений) между собой;

телефонную связь сетевыхсовещаний Мингазпрома и Миннефтепрома с объединениями (управлениями) по добычеи транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов, управлениями магистральныхтрубопроводов, основными эксплуатационными службами трубопровода, промыслами,ПХГ;

местную связь промышленныхплощадок и жилых поселков, а также с пожарной охраной и возможностью выхода наканалы Минсвязи СССР и других министерств и ведомств;

каналы связи для центральнойи линейной телемеханики;

каналы связи дляавтоматизированной системы управления (АСУ).

Примечания:1. Связь ГРС с потребителем газа осуществляется средствами местной телефоннойсвязи, строительство которой выполняет потребитель газа. В состав строительстватехнологической связи газопровода средства местной телефонной связи не входят.

2. Для организации оперативно-производственной телеграфной связииспользуются, как правило, устройства, входящие в автоматизированную системууправления газопроводом.

11.4.Магистральные линии технологической связи трубопроводов следует предусматриватьв виде кабельных или радиорелейных линий, проходящих вдоль трубопровода на всемего протяжении, с отводами к местам расположения трубопроводной арматуры иоборудования.

Соединительные линии связиследует предусматривать в виде кабельных и радиорелейных линий.

Сеть местной связипромышленных площадок и жилых поселков надлежит предусматривать в видекабельных или воздушных линий.

Выбор типа линий связидолжен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

Воздушные линии связидопускается предусматривать только в исключительных случаях.

11.5.Технологическая связь трубопроводов состоит из линейных и станционныхсооружений.

К линейным сооружениямследует относить магистральные и соединительные кабели, воздушные линии связи илинии местных сетей промышленных площадок и жилых поселков, а такженеобслуживаемые усилительные пункты ( НУП) .

К станционным сооружениямследует относить обслуживаемые узлы связи, радиорелейные станции с антенно-фидернымисистемами и энергосооружениями.

11.6.Узлы связи трубопроводов следует размещать, как правило, на территории службтрубопровода в помещениях административно-технических зданий, в отдельныхзданиях или блок-боксах. Мачты радиорелейной технологической связи трубопроводас обслуживаемыми и необслуживаемыми станциями допускается располагать натерритории КС и НПС.

11.7.На трубопроводах, КС и НПС, которые строят в несколько очередей, проектоммагистральной кабельной линии технологической связи должны предусматриватьсястроительство и ввод станционных сооружений технологической связи также внесколько очередей по мере готовности помещений для узлов связи иэнергоснабжения.

11.8.НУП кабельной пинии и промежуточные станции радиорелейной линии технологическойсвязи следует размещать вдоль трубопровода в местах, обеспечивающих нормальнуюработу аппаратуры связи, удобство строительства и эксплуатации линии связи и повозможности приблизив их к линейным сооружениям (к запорной арматуре)трубопровода в пределах допустимого отклонения длины усилительного участка отноминальной длины, обусловленной техническими параметрами применяемойаппаратуры.

11.9*.Кабельные линии технологической связи следует предусматривать, как правило, слевой стороны трубопровода по ходу продукта на расстоянии не менее 8 м от оситрубопровода диаметром до 500 мм и не менее 9 м - диаметром свыше 500 мм.

Переход кабеля связи направую сторону от трубопровода должен быть обоснован проектом.

На участках государственноголесного фонда допускается приближать кабель связи на расстояние до 6 мнезависимо от диаметра трубопровода.

При прокладке в горныхрайонах кабель связи следует предусматривать, как правило, с нагорной стороны вотдельной траншее на расстоянии не менее 3 м от оси трубопровода независимо отдиаметра.

При переоборудованииоднокабельной технологической магистрали в двухкабельную второй кабель, какправило, прокладывается на расстоянии 3 м от существующего кабеля, при этомдопускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.

При одновременномстроительстве кабели линейной телемеханики следует прокладывать, как правило, водной траншее с кабельной линией технологической связи и на расстоянии до 3 мот кабеля связи существующей кабельной линии. При этом допускается приближатькабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.

11.10.При удалении кабельной линии технологической связи от трубопровода нарасстояние свыше 10 м надлежит предусматривать устройство специальной грозозащитыкабеля.

11.11.Защиту кабельной линии технологической связи от электрохимической коррозииследует предусматривать совместно с защитой трубопровода.

При удалении кабельной линииот трубопровода на расстояние свыше 40 м необходимо применять самостоятельнуюзащиту.

11.12.В зависимости от характера грунта и условий прокладки следует применятьследующие типы кабелей:

с ленточной стальной броней- в грунтах всех групп и при пересечении несудоходных, несплавных рек снезаболоченными устойчивыми пологими берегами и спокойным течением воды;

с проволочной стальнойброней - в грунтах всех групп, подверженных мерзлотным деформациям, на крутыхсклонах, при пересечении болот глубиной свыше 2 м, водоемов, горных, судоходныхи сплавных рек (включая заболоченные поймы), а также при пересечениинесудоходных и несплавных рек с заболоченными неустойчивыми берегами илидеформируемым руслом;

с пластиковым изолирующимпокрытием поверх металлической оболочки - в грунтах и водах, агрессивных поотношению к материалу оболочки; имеющие дополнительные пластиковые покрытияповерх стальной брони - в грунтах и водах, агрессивных по отношению к бронекабеля, при необходимости сохранения постоянства экранирующего действия кабеля;

в алюминиевой оболочке илиимеющие дополнительные экраны, - как правило, на участках, подверженных внешнимэлектромагнитным влияниям

линий электропередачи,электрических железных дорог переменного тока, радиотехнических установок и т.п.

11.13.Глубина прокладки кабеля связи в грунтах должна быть не менее:

I-IVгруппы - 0,9 м;

V группы и выше при выходескалы на поверхность, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывнымспособом или отбойными молотками, - 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м сустройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпкисверху кабеля толщиной 10 см;

V группы и выше при наличиинад скальной породой поверхностного растительного слоя различной мощности, атакже в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойнымимолотками, при тех же условиях - 0,6 м при глубине траншеи 0,7 м с устройствомпостели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабелятолщиной 10 см. При этом заглубление в скальную породу не должно превышать 0,4м при глубине траншеи 0,5 м.

Примечание.Глубина прокладки кабеля связи на поливных и пахотных землях, виноградниках иподвижных песках должна устанавливаться с учетом обеспечения сохранности кабеляпри проведении сельскохозяйственных работ и эрозии почвы.

11.14.Кабельная линия технологической связи должна быть зафиксирована на местностиуказательными столбиками, которые следует устанавливать:

у всех подземных муфткабеля;

в местах отхода кабеля оттрубопровода к усилительным пунктам и на углах поворота трассы кабеля;

при пересечении кабелемжелезных и автомобильных дорог, водных преград, продуктопроводов иводопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи и связи с обеихсторон от этих препятствий.

Указательные столбики неустанавливают в местах размещения контрольно-измерительных пунктов (КИП).

11.15.КИП, по возможности, следует предусматривать совмещенными для кабеля связи итрубопровода.

НУП кабельнойтехнологической линии связи следует предусматривать на расстоянии не менее 10 мот оси трубопровода. В целях исключения попадания нефти и нефтепродуктов впомещения усилительных пунктов (при разрыве трубопровода) площадка расположенияусилительных пунктов должна быть приподнята на высоту не менее 0,3 м поотношению к планировочной отметке трассы нефтепродуктопровода.

Дверь в наземную часть НУПнадлежит предусматривать со стороны, противоположной трубопроводу.

11.16.Границы подводного перехода кабеля определяются в соответствии с требованиями п. 6.3.

На подводных переходахтрубопроводов в одну нитку укладку кабеля связи следует предусматривать нарасстоянии от оси трубопровода в зависимости от инженерно-геологических игидрологических условий, диаметра трубопровода, а также принятой технологиипроизводства работ по устройству подводной траншеи и укладке кабеля связи сучетом безопасности ведения работ, но не менее 10 м.

На подводных переходах в двенитки и более, а также на особо сложных однониточных переходах, гдетрубопроводы укладываются в предварительно разработанные подводные траншеи,основной кабель связи следует прокладывать в траншее основной ниткитрубопровода, а резервный кабель - в траншее резервной нитки трубопровода нарасстоянии не менее 0,5 м от трубопровода ниже по течению реки.

11.17.На пересечении автомобильных и железных дорог, где проектом предусмотреноустройство защитного футляра трубопровода, укладку кабеля следуетпредусматривать в стальных трубах (футлярах) , размещенных внутри илиприваренных снаружи защитного футляра трубопровода.

Для существующихтрубопроводов допускается прокладка кабеля связи в асбестоцементных трубахдиаметром 100 мм, размещенных на расстоянии 8 - 9 м от защитного футляратрубопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи илиполевой бровки кювета на длину не менее 1 м.

11.18.На пересечении кабелем связи автомобильных дорог, где проектом предусмотренпереход трубопровода без защитного футляра, прокладку кабеля связи следуетпредусматривать в асбестоцементных трубах диаметром 100 мм, размещенных нарасстоянии 8 - 9 м от оси трубопровода, с выводом концов труб по обе стороны отподошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину на менее 1 м.

11.19.На надземных переходах трубопровода через искусственные и естественные преградыпрокладку кабеля связи следует предусматривать в стальных трубах, закрепленныххомутами на боковой поверхности трубопровода, или подвешивать к несущему тросу,закрепленному на опорах трубопровода.

11.20.Кабель связи при автономном пересечении с железнодорожными путями иавтомобильными дорогами следует прокладывать на глубине не менее 0,8 м ниже днакювета. В случае дополнительной защиты кабеля от механических повреждений вкювете (плиты и т. д.) это расстояние допускается уменьшать до 0,5 - 0,4 м.

Угол пересечения кабеля сжелезными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°, но не менее60°.

Кабель связи при пересечениис инженерными коммуникациями следует прокладывать в асбестоцементных трубах нарасстоянии между ними по вертикали в свету не менее:

газопроводами,нефтепроводами и нефтепродуктопроводами - 0,15м;

выше  водопроводных и канализационных труб -0,15м;

ниже теплопроводных сетей -0,15м;

силовыми кабелями - 0,15 м;

с другими кабелями связи -0,1 м.

11.21.Заземляющие устройства положительной полярности линий дистанционного питанияусилительных пунктов по системе "провод-земля" следуетпредусматривать от подземных металлических сооружений на расстояниях, не менееуказанных в табл. 19.

Таблица 19

Рабочий ток в цепи дистанционного питания "провод-земля", А

Минимальное допустимое расстояние между заземляющим устройством и подземными сооружениями, м

0,25

15

0,50

20

1,00

30

1,50

40

2

60

3-5

100

11.22.Заземляющие устройства отрицательной полярности установок дистанционногопитания допускается предусматривать в зоне подземных металлических сооруженийна расстояниях, указанных в табл. 19 приусловии применения прямого дренажа.

11.23.Радиорелейные линии (РРЛ) связи следует предусматривать для районов, гдестроительство кабельной линии связи затруднено и экономически нецелесообразно.Аппаратура РРЛ должна быть, как правило, автоматизированная, контейнерноготипа, исключающая строительство специальных зданий.

11.24.Система РРЛ трубопроводов должна быть организована в комплексе сультракоротковолновой (УКВ) радиосвязью, обеспечивающей устойчивую двустороннююсвязь с линейными объектами трубопровода и обслуживающим персоналом,находящимся на линии.

11.25.При проектировании РРЛ необходимо предусматривать полное использованиеисточников питания, создаваемых для нужд трубопровода, и существующих линийэлектропередачи.

Для питания электроустановокпромежуточных необслуживаемых станций РРЛ должен быть по возможностииспользован продукт, транспортируемый по трубопроводу.

11.26.Воздушные линии технологической связи следует размещать, как правило, с левойстороны трубопровода по ходу продукта на расстоянии не менее 4,5м от оситрубопровода любого диаметра.

12. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ СЖИЖЕННЫХУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

12.1*.Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженныхуглеводородных газов фракций С3 и С4 и их смесей, нестабильного бензина и нестабильногоконденсата (в дальнейшем СУГ), следует выполнять в соответствии с требованиями,предъявляемыми к магистральным газопроводам, а также настоящего раздела, заисключением требований, приведенных в п.п. 2.1,2.4, 2.5, 3.16, 3.17,4.15 - 4.17.

При проектировании указанныхтрубопроводов следует также руководствоваться ведомственными нормамитехнологического проектирования трубопроводов СУГ и другими ведомственнымидокументами, утвержденными в установленном порядке.

12.2*. Трубопроводы длятранспортирования СУГ (в дальнейшем - "трубопроводы") должны быть Iкатегории независимо от их диаметра и вида прокладки, за исключением участков,которые должны предусматриваться категорией В:

переходы через железныедороги общей сети, автомобильные дороги общего пользования I и IIкатегорий и водные судоходные преграды с примыкающими к этим переходам по обеимсторонам участками длиной не менее значений, приведенных в табл. 20*;

трубопроводы в пределах территорииНПС, в том числе внутри зданий;

трубопроводы на участках,оговоренных в п. 12.6*;

трубопроводы на участках,где в соответствии с нормами допускается сокращать нормативные расстояния.

12.3.*Расстояния от оси подземных трубопроводов до городов и других населенныхпунктов, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от диаметратрубопровода, степени ответственности объекта и его протяженности, рельефаместности, вида и свойств перекачиваемых СУГ, в том числе температуры кипения,с целью обеспечения безопасности этих объектов, но не менее значений, указанныхв табл. 20*.

Таблица 20*

Объекты, здания и сооружения

Минимальное расстояние, м, до оси трубопроводов условным диаметром, мм

до 150 включ

св. 150 до 300 включ.

св. 300 до 500 включ.

1

2

3

4

1. Города и поселения городского типа

2000

3000

5000

2. Сельские поселения, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокозаводы, карьеры разработки полезных ископаемых, индивидуальные гаражи и открытые стоянки (более 20 автомобилей), отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, вокзалы и т.д.), жилые 2-этажные здания и выше

1000

2000

3000

железнодорожные станции, аэропорты, морские и речные порты и пристани, гидроэлектростанции, гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I - IV классов

1000

2000

3000

железные дороги общей сети и автомобильные дороги общего пользования I категории

1000

2000

3000

мосты железных дорог общей сети, автомобильных дорог общего пользования I и II категорий

1000

2000

3000

склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения более 1000 м3

1000

2000

3000

автозаправочные станции, наливные станции и железнодорожные эстакады

1000

2000

3000

мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи РФ и других ведомств

1000

2000

3000

телевизионные башни, территории НС, КС и НПС магистральных трубопроводов

1000

2000

3000

открытые распределительные устройства напряжением 35, 110, 220 кВ электростанций других потребителей

1000

2000

3000

3. Отдельно стоящие жилые дома до двух этажей, кладбища (действующие), сельскохозяйственные фермы, полевые станы

300

500

800

реки с шириной зеркала в межень 25 м и более, судоходные реки, каналы, озера и другие водоемы, имеющие питьевое и рыбохозяйственное значение

300

500

800

очистные сооружения, водопроводные и канализационные насосные станции с постоянным присутствием обслуживающего персонала

300

500

800

автомобильные дороги общего пользования II, III категорий

300

500

800

мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог общего пользования III категории и автомобильных дорог IV, V категорий с пролетом свыше 20 м

300

500

800

4. Железные дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги общего пользования IV, V категорий

150

200

300

территории промежуточных НС данного трубопровода

150

200

300

отдельно стоящие нежилые и подсобные строения, пункты обогрева ремонтных бригад, вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов, мачты (башни) и сооружения технологической связи трубопроводов (кроме мачт, указанных в п. 8 настоящей таблицы), гаражи открытые стоянки (не менее 20 автомобилей)

150

200

300

5. Устья нефтяных, газовых и артезианских скважин, находящихся в процессе бурения и эксплуатации

75

100

150

6. Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых с применением при добыче взрывных работ, склады сжиженных газов

По согласованию с органами Государственного надзора и заинтересованными организациями

7. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод, в том числе в стесненных условиях трассы, опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом

В соответствии с требованиями ПУЭ Минтопэнерго РФ и разд. 5 настоящих норм

8. Мачты малоканальной необслуживаемой радиосвязи трубопроводов

15

15

15

9. Вдоль трассовый проезд

15

15

15

Примечания: 1. При соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспечении эксплуатационной надежности и экологической безопасности допускается сокращение указанных в поз. 1, 2 расстояний при условии выполнения следующих технических решений:

прокладки трубопровода по типу «труба к трубе» - не более чем на 50 %;

уменьшения нормативного расстояния между запорной арматурой в два раза (до 5 км) - не более чем на 20 %, в 4 раза - не более чем на 30 %;

содержания в перекачиваемых СУГ менее 10 % пропановых и других низкотемпературных фракций - не более чем на 50 %.

Во всех перечисленных случаях должны быть предусмотрены средства автоматизированного отключения этих участков трубопроводов при появлении утечек, а также не реже одного раза в два года их диагностирование неразрушающими методами контроля.

Коэффициент надежности по назначению этих участков трубопроводов допускается принимать равным 1,1, а коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления - 1,15.

2. На болотах III типа допускается сокращение расстояний до 5 м по п. 9 с учетом совместной прокладки в одной насыпи труб и кабеля связи.

3. Минимальные расстояния от оси трубопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке должны приниматься с коэффициентами: 1 - для поз. 1, 2 и 5; 1,5 - для поз. 4.

При надземной прокладке сокращение минимальных расстояний допускается принимать таким же как и для подземной (п. 1).

4. Трубопроводы СУГ должны располагаться за пределами границ поверхностей взлета и заходов на посадку к аэродромам.

5. Примечания 1 - 3 табл. 4 распространяются на данную таблицу.

6. При расположении участков трубопроводов на местности, рельеф которой за счет уклона к трубопроводу, наличия естественных препятствий исключает возможность распространения СУГ и взрывной волны в сторону указанных в таблице объектов, расстояние от оси трубопровода до них может быть сокращено не более чем до 50 %.

7. При соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспечении эксплуатационной надежности и экологической безопасности допускается увеличение диаметра трубопроводов более 400 мм при условии прокладки в малонаселенной местности или при протяженности их до 100 км. При этом расстояния до объектов и сооружений должны быть обоснованы расчетом и не менее приведенных в табл. 20*.

8. При проектировании пересечений новых или реконструируемых автомобильных дорог общего пользования с действующими трубопроводами необходимо предусматривать обустройство пересекаемых трубопроводов в соответствии с требованиями п. 12.2*.

12.4*.Глубину заложения трубопровода до верха трубы следует принимать не менее 1,5 м.

12.5.В случае одновременного строительства нескольких трубопроводов диаметром до 150мм включ. допускается их укладка в одной траншее на расстоянии не менее 0,5 мдруг от друга. При этом расстояние между объектом и ближайшим к немутрубопроводом устанавливается как для трубопровода диаметром 150 мм.

12.6*. Участки трубопроводов,прокладываемые на местности, расположенной на одинаковых отметках или вышенаселенных пунктов, зданий и сооружений, указанных в п.п. 1 - 4 табл. 20*, относятся к категории В в пределах проекцииобъекта на трубопровод и примыкающих к проекции с обеих сторон участков длиною,равной соответствующим минимальным расстояниям, указанным в табл. 20*.

Вдоль этих участков должныпредусматриваться канавы для отвода СУГ в безопасное место в случае разлива,если отсутствуют естественные преграды.

12.7.Запорную арматуру, предусматриваемую к установке на трубопроводах согласно п. 4.12, следует размещать непосредственно уграниц участка I категории.

12.8*.В качестве линейной запорной арматуры необходимо предусматривать арматурубессальниковой конструкции, предназначенную для бесколодезной установки.

12.9.Запорная арматура должна быть стальной и предназначаться для соединения струбопроводами при помощи сварки.

Применение фланцевойарматуры допускается только для подключения трубопроводов к оборудованию, атакже к устройствам, используемым при производстве ремонтных работ.

Затворы запорной арматурыдолжны отвечать первому классу герметичности по ГОСТ 9544-93.

12.10.Расстояние между линейной запорной арматурой, устанавливаемой на трубопроводе,должно быть не более 10 км.

12.11*. Линейная запорная арматура, а также запорная арматура, устанавливаемаяу границ участков категории В, должна иметь дистанционное управление согласнонормам технологического проектирования.

При этом для участков,оговоренных в п. 12.6* должно приниматьсяавтоматизированное отключение запорной арматуры в случае утечки СУГ.

Методы обнаружения утечекрегламентируются нормами технологического проектирования.

12.12*. При параллельной прокладке трубопроводов узлы линейной запорнойарматуры должны располагаться со смещением относительно друг друга не менее чемна 50 м.

12.13*. Каждый узел линейной запорной арматуры должен иметь обвязкутрубопроводами диаметром 100 - 150 мм, обеспечивающую возможность перепуска иперекачки СУГ из одного участка в другой и подключения инвентарного устройстваутилизации.

12.14.Не допускается для трубопроводов сжиженных углеводородных газов устройствоколодцев для сбора продукта из футляров, предусматриваемых на переходах черезжелезные и автомобильные дороги.

12.15*. Трубопроводы диаметром 150 мм и более должны оснащаться узлами приемаи пуска очистных устройств. Места расположения этих узлов устанавливаютсяпроектом в зависимости от конкретного профиля трассы трубопровода, но не более100 км друг от друга.

При параллельной прокладкетрубопроводов, узлы приема и пуска средств очистки и диагностики на соседнихтрубопроводах должны быть смещены относительно друг друга на 150 м.Освобождение от СУГ камер пуска и приема средств очистки и диагностикипроизводится в соответствии с нормами технологического проектирования.

12.16.Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами приема и пуска очистныхустройств, должны быть равнопроходными.

12.17.Пункты дистанционного управления запорными органами узлов приема и пускаочистных устройств должны размещаться за пределами границы, определяемойрадиусом, равным расстояниям, указанным в поз. 3 табл. 20* (для узла пуска - в направлении движенияочистного устройства, для узла приема - в направлении, противоположном движениюочистного устройства).

12.18*. Насосные станции, размещенные на расстоянии менее 2000 м от зданий исооружений, должны располагаться на более низких отметках по отношению к этимобъектам.

12.19.Головные насосные станции следует располагать, как правило, на площадкахзаводов-поставщиков, используя емкости, системы энерго- и водоснабжения и другиевспомогательные службы этих предприятий.

12.20.Промежуточные насосные станции должны располагаться на специально отведенныхтерриториях с учетом требований норм технологического проектирования. Размещатьнасосные станции перед переходами через реки с шириной в межень свыше 200 м недопускается.

12.21*. Минимальное расстояние от насосной станции до населенных пунктов,отдельных зданий и сооружений следует принимать по табл. 20* как для трубопровода, к которому относитсянасосная станция.

12.22.Запорная арматура на отводах от насосов к всасывающим и нагнетательнымколлекторам должна предусматриваться с дистанционным управлением и размещаться:для оперативной работы - внутри здания насосной станции, для аварийных отключений- снаружи, на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания насосной.

12.23.Факел для сжигания газов при продувке резервуаров, насосов и трубопроводовнасосной станции должен иметь высоту не менее 10 м и располагаться отближайшего здания, сооружения, машины или аппарата насосной станции нарасстоянии, устанавливаемом исходя из допустимого воздействия теплового потокана эти объекты, но не менее 60 м.

12.24.Трубопроводы насосных станций в пределах промышленных площадок следует прокладыватьнадземно на отдельно стоящих опорах или эстакадах. При этом всасывающиетрубопроводы необходимо прокладывать с уклоном к насосам, а нагнетательные - отнасосов. На трубопроводах не должно быть изгибов в вертикальной плоскости,препятствующих свободному стоку продукта.

12.25.Узлы подключения трубопровода к промежуточным насосным станциям должныоборудоваться дистанционно управляемой арматурой для отключения насосных оттрубопровода без прекращения его работы.

Пункты 12.26 - 12.29 исключить.

12.30.Минимальное давление в любой точке трубопровода (с целью предотвращенияобразования двухфазного потока) должно быть выше упругости паров продукта на0,5 МПа (5 кгс/см2).

12.31*. Необходимость установки опознавательных столбиков (знаков) и ихоформление на переходах трубопроводов через железные дороги общей сети решаетсяпо согласованию с МПС РФ.

12.32*. Система автоматики, безопасности и управления процессомтранспортирования СУГ должна предусматриваться в соответствии с нормамитехнологического проектирования.

12.33*. Трубопроводы сжиженных газов должны сооружаться из труб, изготовленныхпо специальным техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

12.34*. На переходах трубопроводов через проселочные и лесные дороги должныпредусматриваться решения по защите трубопроводов от повреждения (прокладка взащитных металлических футлярах, покрытие железобетонными плитами и др.).

12.35*. Подводные переходы трубопроводов через судоходные и сплавные водныепреграды должны быть, как правило, конструкции «труба в трубе».

13. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

13.1.Материалы и изделия, применяемые для строительства магистральных трубопроводов,должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и другихнормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а такжетребованиям настоящего раздела.

13.2.Материалы и изделия для строительства объектов связи, электроснабжения,автоматики, водоснабжения, канализации и других технологических трубопроводовследует выбирать согласно строительным нормам и правилам на соответствующиесооружения.

ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ

13.3.*Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальныебесшовные, электросварные прямошовные, спирально-шовные и других специальныхконструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых инизколегированных сталей диаметром до 500 мм включ., из спокойных иполуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированныхсталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для трубдиаметром до 1420 мм.

Трубы бесшовные следуетприменять по ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8732-78и ГОСТ 8733-87, ГОСТ 8734-75 - группыВ и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567-75,трубы стальные электросварные - в соответствии с ГОСТ 20295-85 для труб диаметром до 800 мм включ. итехническими условиями, утвержденными в установленном порядке, - для трубдиаметром свыше 800 мм с выполнением при заказе и приемке труб требований,изложенных в п.п. 13.4 - 13.17.

Допускается применениеимпортных труб, соответствующих требованиям настоящего раздела.

13.4. Трубы должны иметь сварноесоединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны бытьплотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

13.5.Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб на длине неменее 200 мм не должны превышать для труб диаметром до 800 мм включ. величин,приведенных в соответствующих государственных стандартах, по которымдопускается применение труб для магистральных трубопроводов, а для трубдиаметром свыше 800 мм ± 2 мм.

Овальность концов труб(отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении кноминальному диаметру) не должна превышать 1 %. Овальность труб толщиной 20 мми более не должна превышать 0,8 %.

13.6.Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - неболее 0,2 % длины трубы.

13.7.Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5 - 11,6 м.

13.8. Трубы должны быть изготовленыиз стали с отношением предела текучести к временному сопротивлению не более:0,75 - для углеродистой стали; 0,8 - для низколегированной нормализованнойстали; 0,85 - для дисперсионно-твердеющей нормализованной и термическиупрочненной стали; 0,9 - для стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Трубы диаметром 1020 мм иболее должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100 %-ный контроль физическими неразрушающими методами.

13.9. Относительное удлинениеметалла труб на пятикратных образцах должно быть, %, не менее: 20 - для труб свременным сопротивлением до 588,4 МПа (60 кгс/мм2); 18 - для труб свременным сопротивлением до 637,4 МПа (65 кгс/мм2) и 16 - для труб свременным сопротивлением 686,5 МПа (70 кгс/мм2) и выше.

13.10.Ударная вязкость на образцах Шарпи и процент волокна в изломе основного металлатруб со стенками толщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям,приведенным в табл. 21.

Ударную  вязкость следует определять по ГОСТ 9454-78 на образцах типов 11-13.

Таблица 21

Условный диаметр труб, мм

Рабочее давление, МПа (кгс/см )

Ударная вязкость на образцах типов 11-13 ГОСТ 9454-78 при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, Дж/см2 (кгс.м/см2 ), не менее

Процент волокна в изломе образца DWТТ при температуре, равной минимальной температуре стенки газопровода при эксплуатации, %, не менее

До 500

10,0 и менее

24,5 (2,5)

-

500-600

10,0 и менее
(100 и менее)

29,4 (3,0)

-

700-800

10,0 и менее
(100и менее)

29,4 (3,0)

50

1000

5,5 и менее
(55 и менее)

29,4 (3,0)

50

1000

7,5 (75)

39,2 (4,0)

60

1000

10,0(100)

58,8 (6,0)

60

1200

5,5 и менее
(55 и менее)

39.2 (4,0)

60

1200

7,5 (75)

58,8 (6,0)

70

1200

10,0 (100)

78,4 (8,0)

80

1400

7,5 (75)

78,4 (8,0)

80

1400

10,0 (100)

107,8 (11,0)

85

Примечание. Для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по волокну в изломе не предъявляются.

Процент волокна в изломеследует определять для металла газопроводов на полнотолщинных образцах: высотой75 мм для номинальной толщины стенки труб 10 мм и более и высотой 50 мм - дляноминальной толщины стенки труб менее 10 мм.

Ударную вязкость на образцахМенаже следует определять при температуре минус 40 °С, для районов КрайнегоСевера - при минус 60 °С и принимать в зависимостиот толщины стенки труб по табл. 22.

Определение ударной вязкостина образцах Менаже для основного металла труб из термически упрочненной стали истали контролируемой прокатки не является обязательным.

Образцы из основного металладля определения ударной вязкости на образцах Менаже изготовляются всоответствии с ГОСТ 9454-78 типов 1- 3.

Образцы из сварногосоединения должны изготовляться в соответствии с ГОСТ 6996-66.

13.11*. Кольцевые сварныесоединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки, в том числе- ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов,механизированной самозащитной порошковой проволокой, а также электроконтактнойсваркой оплавлением. Сталь труб должна хорошо свариваться дуговыми методами иэлектроконтактной сваркой.

Эквивалент углерода металла[С]э низкоуглеродистых низколегированных сталей, независимо отсостояния их поставки - горячекатаные, нормализованные и термически упрочненные- определяется по формуле

,                  (64)

где С, Мn, Сr, Мо, V, Ti, Ni, Cu, B -содержание, % от массы, в составе металла трубной стали соответственно углерода,марганца, хрома, молибдена, ванадия, ниобия, титана, меди, никеля, бора.

Таблица 22

Номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей, мм

Ударная вязкость на образцах типов 1 - 3 ГОСТ 9454-78 при температуре, равной минус 60 °С для районов Крайнего Севера и минуc 40 °С - для остальных районов. Дж/см2 (кгс.м/см2)

для основного металла

для сварного соединения труб и деталей

труб

соединительных деталей

От 6 до 10

29,4 (3)

29,4 (3)

24,5 (2,5)

Св. 10до 15 включ.

39,2 (4)

29,4 (3)

29,4 (3)

Св. 15 до 25

49,0 (5)

29,4 (3)

39,2 (4) - для сварных соединений труб; 29,4 (3) - для сварных соединений деталей

Св. 25 до 30 включ.

58,8 (6)

39,2 (4)

39,2 (4)

Св. 30 до 45

-

49,0 (5)

39,2 (4)

Величина эквивалентауглерода углеродистых марок стали, например, Ст.3, а также стали 10, 20 инизколегированной стали, только с кремнемарганцевой системой легирования, например,марок 17ГС, 17Г1С, 09Г2С, рассчитывается по формуле

.                                              (65)

Сu, Ni, Сr, содержащиеся в трубныхсталях как примеси, при подсчете не учитываются.

Величина [С]э недолжна превышать 0,46.

Фактическую величину эквивалентауглерода следует включать в сертификат и обозначать на каждой трубе.

13.12.Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирования)должна быть не более 1,2 %.

13.13. В металле труб недопускается наличие трещин, плен, рванин, закатов, а также расслоений длинойсвыше 80 мм в любом направлении. Расслоения любого размера на торцах труб и взоне шириной 25 мм от торца труб не допускаются.

Зачистка внешних дефектовтруб (кроме трещин) допускается при условии, что толщина стенки труб послезачистки не выходит за пределы допусков на толщину стенки.

13.14.Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла кметаллу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжин, осевой рыхлости и другихдефектов формирования шва. Усиление наружного шва должно находиться в пределах0,5 - 2,5 мм для труб со стенкой толщиной до 10 мм включ. и 0,5 - 3,0 мм длятруб со стенкой толщиной свыше 10 мм. Высота усиления внутреннего шва должнабыть не менее 0,5 мм. На концах труб на длине не менее 150 мм усилениевнутреннего шва должно быть снято до высоты 0 - 0,5 мм.

Смещение наружного ивнутреннего слоев заводского сварного шва не должно превышать 20 % толщиныстенки при номинальной толщине до 16 мм и 15 % - при номинальной толщине свыше16 мм.

Отклонение участка трубыдлиной 200 мм со сварным соединением от окружности не должно превышать 0,15 %номинального диаметра трубы.

Смещение свариваемых кромокне должно превышать 10 % номинальной толщины стенки.

13.15.Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок подсварку. Форма разделки кромок определяется техническими условиями,утвержденными в установленном порядке.

Косина реза торцов трубдолжна быть не более 2 мм.

13.16. Каждая труба должнапроходить на заводах-изготовителях испытания гидростатическим давлением ри,МПа, в течение не менее 20 с, величина которого должна быть не ниже давления,вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативногопредела текучести.

Временно на период до 1988г. включ. допускается применение бесшовных труб, величина испытательногодавления и продолжительность испытания которых определяется соответствующимистандартами на эти трубы.

При величине испытательногодавления на заводе-изготовителе менее требуемой должна быть гарантированавозможность доведения гидравлического испытания при строительстве до давления,вызывающего напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести.

Величина ри назаводе для всех типов труб должна определяться по величине нормативного пределатекучести стали по формуле

,                                      (66)

где dмин - минимальная толщинастенки, см;

R -расчетное значение напряжения, принимаемое равным 95 %  (согласно п. 8.2). МПа;

Dвн-внутренний диаметр трубы, см. 1

13.17. Все сварные соединения трубдолжны быть полностью проверены физическими неразрушающими методами контроля(ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест рентгеновскимпросвечиванием).

Сварные соединения на концахтруб на длине 200 мм должны проходить дополнительный рентгеновский контроль.

13.18.Соединительные детали трубопроводов - тройники, переходники, отводы и днища(заглушки) - должны изготавливаться в соответствии с государственными илиотраслевыми стандартами или техническими условиями, утвержденными вустановленном порядке, из труб или листовой стали. Сталь в готовыхсоединительных деталях должна удовлетворять требованиям п.п. 13.8, 13.9, 13.11 и 13.13.

Ударная вязкость основногометалла и сварных швов должна соответствовать требованиям табл. 22. Требования к ударной вязкости длясоединительных деталей диаметром 57 - 219 мм не регламентируются.

13.19*. Для магистральных трубопроводов и коллекторов, обвязочныхтрубопроводов КС и НПС должны применяться следующие конструкции соединительныхдеталей:

тройники горячей штамповки;

тройники штампосварные сцельноштампованными ответвлениями горячей штамповки;

тройники сварные безспециальных усиливающих элементов (ребер, накладок и т.д.) и тройники сварные,усиленные накладками;

переходники конические,концентрические штампованные или штампосварные;

отводы гнутые гладкие,изготовленные из труб путем протяжки в горячем состоянии, гнутые прииндукционном нагреве или штампосварные из двух половин;

отводы сварные секторные;

заглушки эллиптические.

13.20.Соединительные детали должны удовлетворять следующим требованиям:

длина сварных тройниковдолжна быть равна не менее, чем двум диаметрам ответвления;

длина ответвлениянеусиленных сварных тройников должна быть не менее половины диаметра ответвления,но не менее 100 мм;

ширина накладки усиленноготройника на магистрали и на ответвлении должна быть не менее 0,4 диаметраответвления, а толщина накладок приниматься равной толщине стенки усиливаемогоэлемента.

Для усиленных накладкамитройников с отношением диаметра ответвления к диаметру магистрали менее 0,2накладки не предусматриваются, а с отношением менее 0,5 накладки непредусматриваются на ответвлении.

Расстояние от накладки доторца тройника должно быть не менее 100 мм.

Общая длина цельноштампованныхтройников должна быть не менее D0 + 200 мм, а высота ответвления -не менее 0,2 D0. но не менее 100 мм. Радиус закругления в областипримыкания ответвления должен быть не менее 0,1 D0.

Длина секторов сварных отводовпо внутренней образующей должна быть не менее 0,15D).

Длина переходников должнаудовлетворять условию

                                                   (67)

где D и d -наружные диаметры концов переходника, мм;

g - угол наклона образующей переходника,принимаемый менее 12°;

а - длина цилиндрическойчасти на концах переходника, принимаемая равной от 50 до 100 мм.

Кромки соединительныхдеталей должны быть обработаны в заводских условиях для присоединения кпривариваемым трубам без переходных колец (с учетом требований п. 13.28).

Эллиптические днища должныиметь следующие размеры:

высоту Н ³ 0,4D);

высоту цилиндрической части- 0,1D;

радиус сферической части - р³ D; радиус переходацилиндрической части к сферической r £ D (где D - наружный диаметртрубы).

13.21.Толщина стенок деталей определяется расчетом и должна быть не менее 4 мм.

13.22.Конденсатосборники должны быть из труб и деталей заводского изготовления.Диаметр и толщина стенок конденсатосборников определяются расчетом.

Конденсатосборники должныбыть покрыты антикоррозионной изоляцией, соответствующей изоляции трубопроводана данном участке, и подвергнуты предварительному гидравлическому испытанию надавление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

13.23. При изготовлении сварныхдеталей должна применяться многослойная сварка с обязательной подваркой корняшва деталей диаметром 300 мм и более.

После изготовления сварныедетали должны быть подвергнуты контролю ультразвуком или рентгеном.Термообработке (высокотемпературному отпуску для снижения уровня остаточныхнапряжений) подлежат:

все соединительные деталинезависимо от номенклатуры, марок стали, рабочего давления и т. д. со стенкамитолщиной 16 мм и более;

все соединительные деталинезависимо от номенклатуры, толщины стенок и т.д. из низколегированных сталеймарок 10ХСНД, 15ХСНД, 14ХГС, 09Г2С или аналогичным им, а также из сталей снормативным временным сопротивлением разрыву 550 МПа (55 кгс/мм2) ивыше;

все тройники независимо отмарки стали, толщины стенок, рабочего давления и т. д. с отношением Dо/Dмсвыше 0,3.

Соединительные детали должныиспытываться гидравлическим давлением, равным 1,3 рабочего давления длядеталей, монтируемых на линейной части трубопроводов, и 1,5 - для деталейтрубопроводов категорий В.

13.24.Для изолирующих фланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 12821-80. Сопротивлениеизолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 103Ом.

13.25.Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, атакже длина этих крепежных деталей должны выбираться с учетом толщиныизолирующих (диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцевизолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод изстальной полосы размером 30´6 мм.

13.26.Конструкция запорной, регулирующей и предохранительной арматуры должнаобеспечивать герметичность, соответствующую I классу по ГОСТ 9544-93.

13.27*. Запорная арматура диаметром более 400 мм должна иметь опорные лапы дляустановки на фундамент. Материалы, применяемые для изготовления арматуры,должны обеспечивать надежную и безопасную ее эксплуатацию.

13.28. Разделка кромок присоединительныхконцов деталей и арматуры должна удовлетворять условиям сварки.

В тех случаях, когда сталисоединяемых труб, деталей или арматуры имеют разные значения пределовпрочности, для обеспечения равнопрочности монтажных соединений необходимо соблюдатьусловие

,                                              (68)

где dл, dпр - толщина стеноксоответственно слева и справа от соединения, см;

, - соответствующие dл и dпр значения временногосопротивления, МПа.

При невозможности выполненияэтих требований, а также при разности толщин присоединяемых концов арматуры илидеталей и трубы, отличающихся более чем в 1,5 раза, необходимо предусматриватьпереходные кольца.

СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

13.29.Для ручной электродуговой сварки стыков трубопроводов должны применятьсяэлектроды с целлюлозным (Ц) и основным (Б) видами покрытий по ГОСТ 9466-75 и ГОСТ9467-75.

Выбор типа электродов долженпроизводиться в соответствии с табл. 23.

13.30.Для автоматической сварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы поГОСТ 9087-81 и проволоки углеродистые или легированные преимущественно сомедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

13.31.Сочетания марок флюсов и проволок в зависимости от конкретного назначения инормативного сопротивления разрыву металла свариваемых труб выбираются всоответствии с действующими технологическими инструкциями, утвержденными вустановленном порядке.

13.32.Для автоматической газоэлектрической сварки стыков труб должны применяться:

сварочная проволока сомедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

углекислый газ по ГОСТ8050-85 (двуокись углерода газообразная);

аргон газообразный по ГОСТ10157-79;

смесь из углекислого газа иаргона.

13.33.Для механизированной сварки стыков труб применяются самозащитные порошковыепроволоки, марки которых следует выбирать в соответствии с действующимитехнологическими инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

13.34.Для газовой резки труб должны применяться:

кислород технический по ГОСТ5583-78;

ацетилен в баллонах по ГОСТ5457-75;

пропан-бутановая смесь поГОСТ 20448-90.

Таблица 23

Нормативное значение (по ТУ) временного сопротивления разрыву металла труб, 10-2 МПа (кгс/мм2 )

Назначение электрода

Тип электрода (по ГОСТ 9467-75) - вид электродного покрытия (по ГОСТ 9466-75)

До 5,5 (55)

Для сварки первого (корневого) слоя шва неповоротных стыков труб

Э42-Ц

До 6,0 (60) включ.

Э42-Ц, Э50-Ц

До 5,5 (55)

Для сварки "горячего" прохода неповоротных стыков труб

Э42-Ц, Э50-Ц

До 6,0 (60) включ.

Э42-Ц, Э50-Ц, Э60-Ц*

До 5,0 (50) включ.

Для сварки и ремонта сваркой корневого слоя шва поворотных и неповоротных стыков труб

Э42А-Б, Э46А-Б

До 6,0 (60) включ.

Э50А-Б, Э60-Б*

До 5,0 (50) включ.

Для подварки изнутри трубы

Э42А-Б, Э46А-Б

До 6,0 (60) включ.

Э50А-Б

До 5,0 (50) включ.

Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва (после "горячего" прохода электродами Ц или после корневого слоя шва, выполненного электродами Б)

Э42А-Б, Э46А-Б

От 5,0 (50)
до 5,5 (55) включ.

Э50А-Б, Э55-Ц

От 5,5 (55)
до 6,0 (60) включ.

Э60-Б, Э60-Ц, Э70-Б*

__________

*Предназначены для сварки термоупрочненных труб

ИЗДЕЛИЯ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ПРОТИВВСПЛЫТИЯ

13.35. Для закрепления(балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченныхи обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные икольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющиепокрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и анкерныеустройства. В особо сложных условиях Западной Сибири и Крайнего Севера присоответствующем обосновании для балластировки подводных переходов трубопроводовдиаметром 1020 мм и более в русловой части допускается применять чугунныекольцевые грузы.

13.36.Все изделия, применяемые для закрепления трубопроводов, должны обладатьхимической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, вкоторой они устанавливаются.

13.37. Навесные утяжеляющиеодиночные грузы должны изготовляться в виде изделий из бетона, особо тяжелыхбетона и железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м3(для особо тяжелых бетонов не менее 2900 кг/м3). Каждый грузподлежит маркировке масляной краской с указанием массы и объема груза, а грузы,предназначенные для укладки в агрессивную среду маркируются дополнительныминдексом.

Примечание:Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошногообетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85.

13.38.Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

13.39.Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы должны изготавливаться из чугуна (сучетом требований п. 13.35), из железобетонаили других материалов в виде двух половин с плотностью согласно п. 13.37.

Каждый полугруз подлежитмаркировке масляной краской с указанием массы и наружного диаметра, длякоторого предназначен этот груз.

13.40.Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в видепродольных частей цилиндрической оболочки, при этом требования к бетону должнысоответствовать требованиям п. 13.37.

13.41.Анкерные устройства изготавливаются из чугуна или стали, обеспечивающихмеханическую прочность и возможность соединения их между собой.

МАТЕРИАЛЫ,
ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

13.42.Для противокоррозионных покрытий трубопроводов следует применять материалы поГОСТ, ТУ, приведенным в табл. 24.

Таблица 24

Вид защитного покрытия

Материал покрытия

ГОСТ, ТУ

1

2

3

 

I. Изоляционные материалы

 

1. Полиэтиленовые заводского нанесения

Полиэтилен порошковый для напыления

ГОСТ 16338-85

Полиэтилен гранулированный для экструзии

ГОСТ 16337-77

2. Изоляционные покрытия трассового нанесения на основе:

 

 

полиэтилена

Лента полиэтиленовая, дублированная ЛДП

ТУ 102-376-84

поливинилхлорида

Лента поливинилхлоридная липкая ПИЛ

ТУ 6-19-103-78

 

Лента поливинилхлоридная липкая ПВХ-Л

ТУ 102-320-82

 

Лента поливинилхлоридная липкая ПВХ-БК

ТУ 102-166-82 с изм. № 1

кремнийорганики

Лента кремнийорганическая термостойкая ЛЭТСАР-ЛПТ

ТУ 38-103418-78 с изм. № 1 и № 2

битума

Мастика битумно-резиновая

ГОСТ 15836-79

 

Мастика Изобитэп-30

ТУ 102-182-78 с изм. № 1

 

Мастика Изобитэп-Н

ТУ 102-186-78 с изм. № 1

3. Лакокрасочные материалы - краска ПЭП-524

Эпоксидная

ТУ 6-10-1890-83

 

II. Грунтовки под изоляционные покрытия

 

1. На полимерной основе ГТ-831ИН

Бутилкаучук, смолы

ТУ 102-349-83

2. Битумно-полимерная ГТ-760ИН

Битум, бутилкаучук

ТУ 102-340-83

3. Консервационная ГТ-832НИК

То же

ТУ 102-350-83

 

III. Армирующие материалы

 

1. Холст стекловолокнистый ВВ-К

Стекловолокно

ТУ 21-23-97-77 с изм. № 4

2. Холст стекловолокнистый ВВ-Г

"

ТУ 21-23-44-79 с изм. № 4

 

IV. Оберточные материалы

 

1. ЛентаЛПП-2

Полиэтиленовая

ТУ 102-353-85

2. Пленка ПЭКОМ

"

ТУ 102-284-81

 

V. Металлические покрытия

 

1. Металлические

Из цинка

ГОСТ 13073-77

2.              "

Из алюминия

ГОСТ 7871-75

Примечание. Допускается применение импортных изоляционных и оберточных материалов при условии их соответствия техническим требованиям, предъявляемым к этим материалам для магистральных трубопроводов.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ
Рекомендуемое

ГРАФИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕСУЩЕЙСПОСОБНОСТИ ТРОЙНИКОВ hв

1 - для сварных без усиливающихнакладок; 2 - для штампованных и штампосварных: 3 - для тройников сусиливающими накладками

 

 

106
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.