ГОСТ 35070-2024
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ
Проектирование
Trunk pipeline transport of oil and oil products. Linear part. Design
МКС 23.040
Дата введения 2024-06-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Институт по проектированию магистральных трубопроводов" (АО "Гипротрубопровод")
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 "Техника и технология добычи и переработки нефти и газа"
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29 марта 2024 г. № 171-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Сокращенное наименование национального органа по стандартизации |
Беларусь | BY | Госстандарт Республики Беларусь |
Казахстан | KZ | Госстандарт Республики Казахстан |
Киргизия | KG | Кыргызстандарт |
Россия | RU | Росстандарт |
Узбекистан | UZ | Узстандарт |
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 апреля 2024 г. № 459-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 35070-2024 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июня 2024 г.
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге "Межгосударственные стандарты"
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает правила проектирования линейной части новых и реконструируемых магистральных трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов, включая ответвления от них, диаметром до DN 1200 включительно с избыточным давлением до 14 МПа включительно.
_______________
1.3 Настоящий стандарт не распространяется на проектирование участков:
- магистральных трубопроводов, прокладываемых в морских акваториях;
- магистральных трубопроводов, прокладываемых по территориям: селитебным, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов;
- магистральных трубопроводов, введенных в эксплуатацию до ввода в действие настоящего стандарта;
- трубопроводов нефтедобычи и нефтепереработки до узлов подключения к магистральным трубопроводам.
1.4 Настоящий стандарт не учитывает специфические особенности проектирования магистральных трубопроводов для транспортировки:
- газонасыщенной нефти;
- нефти и нефтепродуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40°C.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 9.602 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление
ГОСТ 9238 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений
ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 19179 Гидрология суши. Термины и определения
ГОСТ 24950 Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных трубопроводов. Технические условия
ГОСТ 27751 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения
ГОСТ 28338 (ИСО 6708-80) Соединения трубопроводов и арматура. Номинальные диаметры. Ряды
ГОСТ 30244 Материалы строительные. Методы испытаний на горючесть
ГОСТ 30331.1 (IEC 60364-1:2005) Электроустановки низковольтные. Часть 1. Основные положения, оценка общих характеристик, термины и определения
ГОСТ 31447 Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия
ГОСТ 31448 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия
ГОСТ 31565 Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности
ГОСТ 31610.0 (IEC 60079-0:2017) Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования
ГОСТ 31610.32-1-2015/IEC/TS 60079-32-1:2013 Взрывоопасные среды. Часть 32-1. Электростатика. Опасные проявления. Руководство
ГОСТ 32528 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические условия
ГОСТ 33100 Дороги автомобильные общего пользования. Правила проектирования автомобильных дорог
ГОСТ 33105 Установки электрогенераторные с двигателями внутреннего сгорания. Общие технические требования
ГОСТ 33259 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования
ГОСТ 33382 Дороги автомобильные общего пользования. Техническая классификация
ГОСТ 34563 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила технологического проектирования
ГОСТ 34826 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Линейная часть. Организация и производство строительно-монтажных работ
ГОСТ IEC 60079-14 Взрывоопасные среды. Часть 14. Проектирование, выбор и монтаж электроустановок
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (www.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 амбар для нефти [нефтепродуктов]: Временное грунтовое сооружение, предназначенное для приема и временного хранения нефти [нефтепродуктов], откачанной(ых) из ремонтируемого участка магистрального трубопровода или собранной(ых) при разливе нефти [нефтепродуктов] на участке магистрального трубопровода.
3.2 вантуз: Устройство, предназначенное для откачки/закачки/впуска/выпуска в трубопровод продукта при выполнении плановых и аварийных работ.
Примечание - Под продуктом понимается нефть, нефтепродукты, вода, воздух, газовоздушная смесь, инертная газовая смесь.
3.3
внутритрубное диагностирование: Вид технического диагностирования, состоящего из комплекса работ, обеспечивающих получение информации о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы соответствующие методы неразрушающего контроля. [[1], глава II, статья 5] |
3.4
внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении. [[1], глава II, статья 5] |
3.5 водная преграда: Водоток или водоем, пересекаемый линейной частью магистрального трубопровода.
Примечания
1 В соответствии с ГОСТ 19179 водотоки подразделяются на постоянные, течение воды в которых наблюдается в течение всего года или большей его части, и временные, течение воды в которых наблюдается в меньшую часть года, - перемерзающие и/или пересыхающие.
2 Водные преграды являются одним из видов естественных или искусственных препятствий.
3.6
водоем: Водный объект в углублении суши, характеризующийся замедленным движением воды или полным его отсутствием. [ГОСТ 19179-73, статья 18] |
3.7
водоток: Водный объект, характеризующийся движением воды в направлении уклона в углублении земной поверхности. [ГОСТ 19179-73, статья 15] |
3.8 глубина заложения трубопровода: Расстояние от верхней образующей трубопровода до поверхности земли.
Примечания
1 При наличии балластирующей конструкции расстояние определяют от поверхности земли до верхней точки балластирующей конструкции.
2 В ряде документов для обозначения данного понятия используют термин "заглубление трубопровода".
3.9 граница населенного пункта: Граница, отделяющая земли населенных пунктов от земель иных категорий.
3.10 граница технического коридора магистральных трубопроводов: Условная линия, проходящая с внешней стороны территории технического коридора магистральных трубопроводов.
3.11
давление номинальное PN : Наибольшее избыточное рабочее давление, выраженное в бар (кгс/см ), при температуре рабочей среды 20 °C, при котором обеспечивается заданный срок службы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при температуре 20 °C. [ГОСТ 9544-2015, пункт 3.1.12] |
3.12 заземление: Преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляющим устройством.
3.13 заземлитель: Проводящая часть или совокупность соединенных между собой проводящих частей, находящихся в электрическом контакте с землей непосредственно или через промежуточную проводящую среду.
3.14 заземляющее устройство: Совокупность заземлителя и заземляющих проводников.
3.15
заказчик в строительной деятельности: Юридическое лицо, которое уполномочено застройщиком и от имени застройщика заключать договоры о выполнении инженерных изысканий, о подготовке проектной документации, о строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, капитальном ремонте объектов капитального строительства, подготавливает задания на выполнение указанных видов работ, предоставляет лицам, выполняющим инженерные изыскания и/или осуществляющим подготовку проектной документации, строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и капитальный ремонт объектов магистральных трубопроводов, материалы и документы, необходимые для выполнения указанных видов работ, утверждает проектную документацию, подписывает документы, необходимые для получения разрешения на ввод объекта капитального строительства в эксплуатацию, осуществляет иные функции, предусмотренные законодательством в области строительства или нормативными правовыми актами государств - членов Евразийского экономического сообщества. Примечание - Застройщик вправе осуществлять функции заказчика в строительной деятельности самостоятельно. [ГОСТ 34366-2017, пункт 3.26] |
3.16
запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. [ГОСТ 24856-2014, статья 3.1.1] |
3.17
защитное покрытие (Нрк. антикоррозионное покрытие): Слой или система слоев материалов и веществ, наносимых на поверхность металла с целью защиты от коррозии. [ГОСТ 9.106-2021, статья 105] |
3.18 защитный амбар для нефти [нефтепродуктов]: Сооружение, предназначенное для приема и временного размещения нефти [нефтепродуктов], собранной(ых) при аварийном разливе нефти [нефтепродуктов] на участке магистрального трубопровода.
Примечание - Защитные амбары являются постоянными сооружениями, входящими в состав линейной части магистрального трубопровода.
3.19 защитный футляр: Конструкция из трубы диаметра, большего, чем основной диаметр трубопровода, предназначенная для восприятия внешних нагрузок и предохраняющая от выброса транспортируемого вещества на пересечениях искусственных и естественных препятствий.
Примечание - В качестве защитного футляра могут применяться стальные, железобетонные, пластиковые или композитные трубы в зависимости от принимаемой технологии прокладки защитного футляра с учетом обеспечения его прочности и устойчивости.
3.20 инертная газовая смесь: Негорючая смесь газов с ограниченным объемным содержанием кислорода.
3.21 инженерно-технические средства охраны: Технические средства охраны и инженерно-технические средства защиты объекта, предназначенные для предотвращения и/или выявления несанкционированных действий в отношении объекта.
3.22
испытательное давление трубопровода: Максимальное давление в секции трубопровода при гидравлических испытаниях на прочность в течение времени, установленного в нормативных документах. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.7] |
3.23 кабельная вставка: Кабельная линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей.
Примечание - Кабельные линии для передачи электроэнергии прокладывают там, где строительство воздушных линий для передачи электроэнергии невозможно из-за стесненной территории, неприемлемо по условиям техники безопасности, нецелесообразно по экономическим, архитектурно-планировочным показателям и другим правилам.
3.24
камера приема средств очистки и диагностирования: Техническое устройство, обеспечивающее прием внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемой рабочей среды из магистрального трубопровода. [ГОСТ 34568-2019, пункт 3.5] |
3.25
камера пуска средств очистки и диагностирования: Техническое устройство, обеспечивающее пуск внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемой рабочей среды в магистральный трубопровод. [ГОСТ 34568-2019, пункт 3.6] |
3.26 категория участка магистрального трубопровода: Идентификатор, указывающий на принадлежность участка магистрального трубопровода к условной классификационной группе в зависимости от условий его работы, объема и метода неразрушающего контроля, величины давления при испытаниях.
3.27 контур заземления: Совокупность горизонтальных и вертикальных электродов, соединенных между собой и расположенных в грунте вокруг заземляемого объекта или сосредоточенных на небольшой площади рядом с заземляемым объектом.
3.28 линейная часть магистрального трубопровода (для транспортировки нефти и нефтепродуктов): Объект магистрального трубопровода, предназначенный для перемещения транспортируемых нефти/нефтепродуктов, включающий в себя собственно трубопровод, вдольтрассовые линии электропередачи, кабельные линии и сооружения связи, устройства электрохимической защиты от коррозии и иные сооружения и технические устройства, обеспечивающие его эксплуатацию.
Примечание - Терминологическая статья составлена по [1] (глава II, статья 5).
3.29
лупинг: Трубопровод, дополнительно проложенный параллельно основному трубопроводу и соединенный с ним для увеличения его пропускной способности. Примечание - Под основным трубопроводом понимается изначально проложенный трубопровод для перекачки нефти/нефтепродуктов. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.12] |
3.30 магистральный нефтепровод [нефтепродуктопровод]: Единый производственно-технологический комплекс, входящий в систему магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, предназначенный для транспортировки на условиях недискриминационного доступа по территории государства нефти и (или) нефтепродуктов, подготовленных в соответствии с требованиями законодательства государства и измеренных соответствующими обязательным требованиям законодательства средствами измерения, от пунктов приема (отправления) до пунктов сдачи (назначения) потребителям услуг по транспортировке нефти (нефтепродуктов) по магистральному нефтепроводу [нефтепродуктопроводу] по ценам (тарифам), регулируемым государством.
3.31
мерзлый грунт: Грунт, имеющий отрицательную или нулевую температуру, содержащий в своем составе видимые ледяные включения и/или лед-цемент и характеризующийся криогенными структурными связями. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.17] |
3.32 микротоннелирование: Автоматизированная технология проходки тоннеля (выработки) с продавливанием трубной конструкции обделки, выполняемая без вскрытия поверхности земли и присутствия людей в забое.
3.33
минимальные расстояния до объектов магистрального трубопровода: Минимальная приближенность не входящих в состав магистрального трубопровода объектов, зданий и сооружений к объектам магистрального трубопровода, при которой обеспечивается минимально необходимый уровень их защиты от опасных факторов, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации объектов магистрального трубопровода. [[1], глава II, статья 5] |
3.34
многолетнемерзлый грунт: Грунт, находящийся в мерзлом состоянии постоянно в течение 3 лет и более. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.18] |
3.35 молниеотвод: Совокупность молниеприемника, его заземляющего проводника (токоотвода) и несущей конструкции, на которой они размещаются.
3.36
надземный трубопровод: Трубопровод, расположенный над поверхностью земли на опорах. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.19] |
3.37
наземный трубопровод: Трубопровод, расположенный на поверхности земли в насыпи. Примечание - Наземный трубопровод, находящийся в границах смонтированных на нем запорной арматуры, колодцев, оборудования и узлов, части которых расположены за пределами насыпи (без вывода трубопровода в месте их монтажа за пределы насыпи), считается наземным трубопроводом. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.20] |
3.38
нефтепродукт: Готовый продукт, полученный при переработке нефти, газоконденсатного, углеводородного и химического сырья. [ГОСТ 26098-84, статья 1] |
3.39
нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, подготовленная к транспортировке магистральным трубопроводом, железнодорожным, автомобильным и водным транспортом и (или) к использованию в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах. [[2], глава II, статья 4] |
3.40
номинальный диаметр DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры. Примечание - Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке. [ГОСТ 24856-2014, статья 6.1.3] |
3.41 номинальный диаметр магистрального трубопровода: Параметр, применяемый для магистрального трубопровода в качестве его характеристики, а также в качестве характеристики соединительных деталей и оборудования, предназначенных для монтажа на трубопроводе.
Примечание - Номинальный диаметр магистрального трубопровода не имеет единицы измерения и соответствует ближайшему меньшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке.
3.42 нормативное временное сопротивление: Минимальное значение временного сопротивления, принимаемое по стандартам на трубы для магистральных трубопроводов.
3.43 нормативный предел текучести: Минимальное значение предела текучести, принимаемое по стандартам на трубы для магистральных трубопроводов.
3.44 объекты магистрального нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Входящие в состав магистрального нефтепровода [нефтепродуктопровода] линейная часть и иные объекты, имеющие самостоятельное значение и предназначенные для выполнения одной или нескольких взаимосвязанных технологических операций при учете и транспортировке нефти (нефтепродуктов) по магистральным нефтепроводам [нефтепродуктопроводам].
3.45 ось трубопровода: Условная линия, проходящая вдоль трубопровода через центр его поперечного сечения.
3.46 ответвление трубопровода: Участок магистрального трубопровода, не имеющий нефтеперекачивающей (нефтепродуктоперекачивающей) станции, предназначенный для приема нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки или подачи нефти/нефтепродукта на объекты переработки, накопления, распределения,потребления.
Примечание - Ранее в ряде документов для обозначения данного понятия использовался термин "отвод", однако термином "отвод" обозначается понятие со следующим определением: "Соединительная деталь, предназначенная для изменения направления оси трубопровода в вертикальной/горизонтальной плоскости".
3.47
охранная зона: Территория или акватория с особыми условиями использования, прилегающая к объектам магистрального трубопровода, предназначенная для обеспечения безопасности объектов магистрального трубопровода и создания необходимых условий их эксплуатации, в пределах которой ограничиваются или запрещаются виды деятельности, несовместимые с целями ее установления. [[1], глава II, статья 5] |
3.48 переход (магистрального трубопровода) через малый водоток [водоем]: Участок магистрального трубопровода, проложенный через водную преграду шириной менее 25 м при глубине менее 1,5 м или шириной менее 10 м независимо от глубины.
Примечание - Ширина и глубина водной преграды определяются в створе перехода по горизонту воды летне-осенней межени. Глубина принимается по наибольшей величине.
3.49 переходное кольцо: Соединительная деталь, предназначенная для соединения разнотолщинных и/или неравнопрочных элементов.
Примечание - В качестве переходного кольца может применяться отрезок трубы (прямая вставка).
3.50 площадочный объект (магистрального трубопровода): Объект магистрального трубопровода, предназначенный для выполнения одной или нескольких технологических операций по приему, накоплению, учету, поддержанию необходимого режима перекачки, перевалке нефти/нефтепродуктов, подогреву, смешению нефти.
Примечание - Как правило, в состав площадочного объекта входят здания, сооружения, строительные конструкции, технологические трубопроводы, сети инженерно-технического обеспечения и системы инженерно-технического обеспечения, технологическое оборудование, технические устройства, обеспечивающие соответствие объекта магистрального трубопровода правилам безопасности.
3.51 подводный переход (магистрального трубопровода): Участок магистрального трубопровода, проложенный с заглублением в дно через водную преграду шириной 10 м и более при глубине 1,5 м и более или шириной 25 м и более независимо от глубины.
Примечание - Ширина и глубина водной преграды определяются в створе перехода по горизонту воды летне-осенней межени. Глубина принимается по наибольшей величине.
3.52
подземный трубопровод: Трубопровод, расположенный ниже поверхности земли. Примечание - Подземный трубопровод, находящийся в границах смонтированных на нем запорной арматуры, колодцев, оборудования и узлов, части которых расположены выше поверхности земли (без вывода трубопровода в месте их монтажа на поверхность земли), считается трубопроводом подземным. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.35] |
3.53
проектирование: Деятельность, связанная с выполнением инженерных изысканий, разработкой проектной и рабочей документации, предназначенной для осуществления строительства новых, технического перевооружения и реконструкции действующих объектов магистральных трубопроводов. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.37] |
3.54
прокладка трубопровода: Способ расположения трубопровода относительно поверхности земли. Примечание - В зависимости от способа расположения трубопровода относительно земли различают трубопроводы (участки трубопроводов): подземные, наземные и надземные. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.41] |
3.55 прямая вставка: Отрезок трубы, предназначенный для монтажа или смонтированный на трубопроводе.
3.56 рабочая поверхность (при определении освещенности): Поверхность, на которой производится работа и нормируется или измеряется освещенность.
3.57
рабочее давление: Максимальное из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки избыточное давление в секции трубопровода. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.45] |
3.58 рабочее освещение: Освещение, обеспечивающее нормируемые осветительные условия в помещениях и в местах производства работ вне зданий.
Примечание - Под нормируемыми осветительными условиями понимают освещенность, качество освещения.
3.59 разлив нефти [нефтепродуктов]: Выход нефти [нефтепродуктов] на поверхность грунта или водного объекта.
Примечания
1 Разливы нефти [нефтепродуктов] могут являться следствием:
- опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия;
- аварии или инцидента на объекте магистрального трубопровода;
- утечки при производстве работ или при эксплуатации объекта магистрального трубопровода.
2 Разливы нефти [нефтепродуктов] классифицируют и ликвидируют в соответствии с действующим законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС.
3.60
реконструкция линейного объекта: Изменение параметров линейного объекта магистрального трубопровода или его участка/части, которое влечет за собой изменение класса, категории и (или) первоначально установленных показателей функционирования объекта или при котором требуется изменение границ полос отвода и (или) охранных зон объекта. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.52] |
3.61
реконструкция объекта капитального строительства: Изменение параметров объекта капитального строительства или его частей, в том числе надстройка, перестройка, расширение объекта капитального строительства, а также замена и/или восстановление несущих строительных конструкций объекта капитального строительства, за исключением замены отдельных элементов таких конструкций на аналогичные или иные элементы, улучшающие показатели таких конструкций, и/или восстановления указанных элементов. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.53] |
3.62
система автоматизации технологического участка МТ: Автоматизированная система управления, предназначенная для комплексной автоматической защиты контролируемого технологического участка МТ, в том числе от повышения давления в трубопроводе выше заданных значений, посредством автоматического перевода технологического участка МТ в безопасное состояние при достижении контролируемыми параметрами аварийных значений. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.54] |
3.63 система молниезащиты: Система, предназначенная для защиты зданий или сооружений, оборудования и людей от воздействий молнии.
3.64 система обнаружения утечек (нефти/нефтепродуктов): Комплекс программно-технических средств, контролирующий герметичность участка магистрального трубопровода в режиме реального времени.
3.65 соединительная деталь (трубопровода): Элемент трубопровода, предназначенный для изменения направления оси трубопровода, ответвления от него, заглушения концов, изменения диаметра трубопровода или толщины стенок.
Примечание - К соединительным деталям относятся отводы, переходы, днища, тройники, переходные кольца и пр.
3.66 средство измерений: Техническое средство, предназначенное для измерений.
3.67 стесненные условия (размещения объектов): Условия, при которых отсутствует возможность соблюдения нормативных расстояний между объектами.
3.68 расчетная схема трубопровода: Упрощенная, идеализированная схема, которая отражает наиболее существенные особенности исследуемого трубопровода, определяющие его поведение под нагрузкой.
3.69 теплоизоляционная конструкция: Конструкция, состоящая из теплоизоляционного материала, гидроизоляционного покрытия и элементов крепления.
3.70 селитебная территория: Территория, предназначенная для размещения жилищного фонда, общественных зданий и сооружений, в том числе научно-исследовательских институтов и их комплексов, а также отдельных коммунальных и промышленных объектов, не требующих устройства санитарно-защитных зон, мест общего пользования.
Примечание - Под местами общего пользования понимается благоустроенная территория, предназначенная для отдыха, занятия спортом и т.п.
3.71
технический коридор магистральных трубопроводов: Территория, на которой проложены в одном направлении не менее двух трубопроводов с соприкасающимися охранными зонами, которые входят в линейные части соответствующих магистральных трубопроводов, или участки этих трубопроводов и которая ограничена с внешних сторон охранными зонами линейных частей магистральных трубопроводов. [[1], глава II, статья 5] |
3.72 технологический трубопровод (магистрального трубопровода): Трубопровод для нефти/нефтепродуктов, входящий в состав площадочного объекта магистрального трубопровода.
Примечание - К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы:
- между точками врезки в линейную часть магистрального трубопровода на входе и выходе объекта, включая трубопроводную арматуру;
- резервуарного парка, включая обвязку резервуаров;
- сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек;
- сливо-наливных эстакад;
- опорожнения стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти;
- дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти/нефтепродуктов.
3.73
технологический участок магистрального трубопровода: Работающий в едином гидравлическом режиме участок магистрального трубопровода от одной НПС с резервуарным парком до следующей по направлению перекачки НПС с резервуарным парком или до пункта назначения, для которого предусмотрен технологический режим перекачки нефти/нефтепродуктов. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.61] |
3.74
технологическое проектирование: Определение оптимальных технологических решений объекта капитального строительства/реконструкции для выполнения процессов его строительства/реконструкции и эксплуатации с минимальными показателями стоимости, продолжительности, трудоемкости. [ГОСТ 34563-2019, пункт 3.62] |
3.75 толщина стенки трубы: Расстояние между внутренней и наружной поверхностями стенки трубы в радиальном направлении.
Примечания
1 Номинальная толщина стенки трубы - толщина, указанная в документах по стандартизации и/или в технических документах на трубы.
2 Расчетная толщина стенки трубы - толщина, определяемая расчетом на прочность.
3 Минимальная толщина стенки трубы - разница между номинальной толщиной стенки трубы и наибольшим предельным значением минусового допуска на толщину стенки трубы.
3.76
трасса трубопровода: Положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости. [ГОСТ 34182-2014*, пункт 3.59] |
3.77 трубопровод (для транспортировки нефти и нефтепродуктов): Сооружение из цилиндрических труб, соединительных деталей и установленной на них трубопроводной арматуры, предназначенное для транспортировки нефти и нефтепродуктов.
3.78
трубопроводная арматура: Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях, предназначенное для управления потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения. Примечания 1 Под управлением понимается перекрытие, открытие, регулирование, распределение, смешивание, разделение. 2 Во множественном числе термин не применяется. [ГОСТ 24856-2014, статья 2.1] |
3.79 узел запорной арматуры: Площадка с комплексом запорной арматуры, смонтированной на трубопроводе, предназначенном для перекрытия потока на участке трубопровода.
3.80
узел приема средств очистки и диагностирования: Производственная площадка, входящая в состав магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода и оснащенная комплексом оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему внутритрубных устройств по очистке, диагностике, разделительных и герметизирующих устройств, находящихся в потоке перекачиваемых жидких продуктов из линейной части магистральных нефтепроводов или нефтепродуктопроводов. [ГОСТ 34181-2017, пункт 3.31] |
3.81
узел пропуска средств очистки и диагностирования: Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по пропуску внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств, минуя перекачивающую станцию магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода. [ГОСТ 34181-2017, пункт 3.32] |
3.82
узел пуска средств очистки и диагностирования: Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по запасовке и пуску внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральном нефтепроводе или нефтепродуктопроводе. [ГОСТ 34181-2017, пункт 3.33] |
3.83 уравнивание потенциалов: Электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов.
3.84 утечка нефти [нефтепродукта]: Выход нефти [нефтепродукта] из трубопровода, оборудования или сооружения вследствие повреждения или нарушения герметичности.
3.85 шина: Проводник с низким сопротивлением, к которому можно присоединить несколько отдельных электрических цепей.
Примечание - Термин "шина" не распространяется на геометрическую форму, габариты или размеры проводника.
4 Обозначения и сокращения
В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:
DN - диаметр номинальный;
PN - давление номинальное, МПа;
АВР - автоматическое включение резерва;
АПС - автоматический пункт секционирования;
АСУП - автоматизированная система управления предприятием;
АСУТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;
БК - блок-контейнер;
ВИП - внутритрубный инспекционный прибор;
ВЛ - воздушная линия электропередачи;
ГВВ - горизонт высоких вод;
ГРС - газораспределительная станция;
ГС - головное сооружение (магистрального газопровода);
ДКС - дожимная компрессорная станция;
ДЭС - дизельная электростанция;
ЕАЭС - Евразийский экономический союз;
ЕП - емкость погружная;
ЗА - запорная арматура;
ЗРУ - закрытое распределительное устройство;
ЗУ - заземляющее устройство;
ИБП - источник бесперебойного питания;
ИГС - инертная газовая смесь;
ИТСО - инженерно-техническое средство охраны;
КИП - контрольно-измерительный прибор;
КС - компрессорная станция;
КУРЭ - комбинированная установка резервного электроснабжения;
ЛТМ - линейная телемеханика;
ЛЧ - линейная часть;
ММГ - многолетнемерзлый грунт;
МПСА - микропроцессорная система автоматизации;
МТ - магистральный трубопровод;
ННБ - наклонно-направленное бурение (горизонтально-направленное бурение);
НПС - нефтеперекачивающая (нефтепродуктоперекачивающая) станция;
ПКУ - пункт контроля и управления;
ПРГ - пункт редуцирования газа;
РП - резервуарный парк;
СДКУ - система диспетчерского контроля и управления;
СИ - средство измерений;
СЗМ - система защиты от молнии;
СОД - средство очистки и диагностирования;
СОУ - система обнаружения утечек;
СПРС - система подвижной радиосвязи;
СПХГ - станция подземного хранения газа;
СУП - система уравнивания потенциалов;
СШ - секция шин;
УЗА - узел запорной арматуры;
УЗК - ультразвуковой контроль;
УЗРГ - узел замера расхода газа;
УКПГ - установка комплексной подготовки газа;
УППГ - установка предварительной подготовки газа;
УСО - устройство связи с объектом;
ШТМ - шкаф линейной телемеханики;
ЩСУ - щит станции управления;
ЭПУ - электропитающая установка;
ЭХЗ - электрохимическая защита трубопроводов от коррозии.
5 Основные положения
5.1 При проектировании должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов.
Надземная прокладка трубопроводов допускается в случаях, приведенных в 11.1. Наземная прокладка трубопроводов допускается как исключение при соответствующем обосновании в проектной документации.
5.2 Прокладку трубопроводов осуществляют одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым трубопроводам в техническом коридоре.
Прокладку вновь сооружаемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в одном техническом коридоре с трубопроводами для транспортировки иных жидких или газообразных углеводородов предусматривают при соответствующем технико-экономическом обосновании.
Прокладку реконструируемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих в одном техническом коридоре с другими трубопроводами, предусматривают как вне, так и в пределах одного технического коридора с ними без выполнения соответствующего технико-экономического обоснования.
5.3 Минимальные расстояния от объектов, не входящих в состав МТ, до трубопровода при сближении и параллельном следовании принимают в соответствии с приложением А.
При невозможности обеспечения минимальных расстояний, установленных в приложении А, вследствие стесненных условий (природные факторы, развитая социальная, производственная и транспортная инфраструктура) допускаются отступления от этих значений в соответствии с нормативными документами государства - члена ЕАЭС.
5.4 Размещение объектов МТ на территориях населенных пунктов, особо охраняемых природных территориях, в зонах санитарной охраны источников питьевого водоснабжения осуществляют в соответствии с нормативными документами государства - члена ЕАЭС.
_______________
- уровень кольцевых напряжений в трубопроводе не должен превышать 30% от нормативного предела текучести металла труб;
- глубину заложения трубопровода принимают не менее 1,2 м.
Безопасные расстояния от объектов, зданий и сооружений, не входящих в состав МТ, до трубопроводов устанавливаются в соответствии с приложением А.
В стесненных условиях прохождения трассы ЛЧ МТ и при прохождении по селитебным территориям руководствуются требованиями стандартов и правил по проектированию МТ по территории городов и других населенных пунктов, действующих на территории государства - члена ЕАЭС.
5.6 При подключении проектируемого трубопровода к существующему допускается укладка проектируемого трубопровода соосно с существующим (после демонтажа на участке подключения) вне зависимости от имеющихся расстояний от существующего трубопровода до существующих коммуникаций. Длина участка проектируемого трубопровода, укладываемого соосно с существующим, к которому предусматривается подключение, должна быть минимальной, определяемой исходя из возможности выполнения сварочно-монтажных работ.
При необходимости в проектной документации предусматривают технические решения по обеспечению сохранности существующих коммуникаций в период строительства проектируемого трубопровода. Дополнительные конструктивные требования к проектируемому трубопроводу на участке подключения проектируемого трубопровода к существующему не предъявляются.
5.7 Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии, при пересечении их проектируемыми нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, ВЛ, подземными коммуникациями: канализационными коллекторами, водоводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами, другими коммуникациями, а также при параллельной прокладке нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов и размещении их объектов не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.
Порядок определения технического состояния действующих трубопроводов определяется в соответствии с нормативными документами государства - члена ЕАЭС.
Действующие трубопроводы при пересечении их проектируемыми нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, ВЛ, подземными коммуникациями: канализационными коллекторами, водоводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами, другими коммуникациями закрытыми методами прокладки с обеспечением расстояния между пересекаемым трубопроводом и коммуникацией в свету не менее 3,0 м, а при закрытой прокладке методом ННБ - не менее 5,0 м не подлежат замене трубопроводами более высокой категории. При этом определение технического состояния (дополнительное) действующих трубопроводов в связи с их пересечением указанными коммуникациями не требуется.
При необходимости замены участков действующих трубопроводов для приведения к более высокой категории в пределах требуемых расстояний, замена таких участков трубопроводов предусматривается как без изменения, так и с изменением планового положения (границ полос отвода и/или охранных зон) трубопровода.
При несоответствии имеющихся расстояний от действующего трубопровода на участке его замены без изменения планового положения до существующих объектов и коммуникаций значениям, установленным в приложении А, при проектировании должны предусматриваться необходимые дополнительные технические решения по обеспечению сохранности существующих объектов и коммуникаций на период строительства.
Замена участков действующих трубопроводов с изменением планового положения предусматривается в составе отдельного проекта на реконструкцию действующего трубопровода.
5.8 Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, в местах пересечения подлежат приведению в соответствие с требованиями 10.4 и раздела 6.
5.9 Температура нефти или нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, должна быть установлена исходя из возможности транспортировки и правил, предъявляемых к сохранности защитного покрытия и теплоизоляционного покрытия, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.
5.10 При проектировании МТ для перекачки нефти или нефтепродуктов с температурой застывания выше температуры окружающей среды, а также для трубопроводов, перекачивающих высоковязкие нефти, выполняется теплогидравлический расчет.
При этом должно быть учтено время безопасной остановки участка МТ - 3 сут, с обеспечением запаса по температуре застывания (помутнения, кристаллизации) нефти или нефтепродукта 2°C.
По результатам выполненного теплогидравлического расчета должны определяться необходимость наличия теплоизоляционного покрытия и путевого подогрева трубопровода и, при необходимости, уточняться технические характеристики защитного покрытия трубопровода.
Требуемые технические характеристики путевого подогрева трубопровода (пункты подогрева, электроподогрев), теплоизоляционного покрытия и защитного покрытия должны быть подтверждены технико-экономическими расчетами.
5.11 Для обеспечения безопасности ЛЧ МТ и создания необходимых условий их эксплуатации устанавливаются охранные зоны, характеристики которых приведены в приложении Б.
5.12 Значения DN МТ, трубопроводной арматуры, соединительных деталей и оборудования, предназначенных для монтажа на трубопроводе, выбирают из ряда, представленного в ГОСТ 28338.
При соответствующем обосновании допускается применение DN 1050.
5.13 При проектировании ЛЧ МТ учитывают правила по охране труда в процессе эксплуатации ЛЧ МТ в соответствии с нормативными документами государства - члена ЕАЭС.
5.14 ЛЧ МТ проектируют с учетом применения труб, как правило, с защитным покрытием заводского нанесения и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих их качественное изготовление.
5.15 В состав ЛЧ МТ входят:
- трубопровод с ответвлениями и лупингами, перемычками и резервными нитками, УЗА, с переходами через естественные и искусственные препятствия, с узлами: подключения НПС; пуска, пропуска и приема СОД; защиты; регулирования давления;
- установки ЭХЗ;
- средства связи, СОУ, телемеханики и помещения для их размещения;
- линии и сооружения технологической связи;
- ВЛ, предназначенные для электроснабжения ЛЧ МТ и устройства электроснабжения и дистанционного управления ЗА и установками ЭХЗ;
- противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
- защитные амбары, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов, расположенные за пределами НПС; вдольтрассовые проезды, вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним;
- ИТСО;
- информационные знаки, опознавательные знаки местонахождения трубопроводов, указатели, предупреждающие и сигнальные знаки.
Примечание - Состав ЛЧ МТ может уточняться.
5.16 Для обслуживания ЛЧ МТ на труднодоступных участках трассы может быть предусмотрено сооружение вдольтрассового проезда, проектируемого в соответствии со стандартами организации - владельца (оператора) МТ, утвержденного в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС.
В случае отсутствия у владельца (оператора) МТ стандарта организации по проектированию вдольтрассовых проездов, утвержденного в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС, проектирование вдольтрассовых проездов должно выполняться в соответствии с нормативными документами на проектирование автомобильных дорог промышленных предприятий, утвержденных в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС, а в случае их отсутствия - ГОСТ 33100.
5.17 На ЛЧ МТ должны быть предусмотрены сварные соединения трубопроводов, соединительных деталей и ЗА, за исключением соединений ЗА, предусмотренной в 21.4.3. Все сварные соединения должны быть равнопрочными основному металлу труб.
Выбор применяемых технологий сварки трубопровода должен осуществляться в соответствии с требованиями стандартов и правил по сооружению МТ, действующих на территории государства - члена ЕАЭС.
5.18 В проектной документации должен предусматриваться контроль сварных соединений трубопроводов, выполняемых при строительстве и реконструкции, неразрушающими методами.
_______________
5.19 В проектной документации должны предусматриваться очистка полости и гидравлические испытания трубопровода на прочность и герметичность (проверка на герметичность), а также внутритрубное диагностирование трубопровода после завершения строительно-монтажных работ до ввода МТ (участка МТ) в эксплуатацию.
_______________
Примечание - В Российской Федерации при определении порядка гидравлических испытаний МТ (участка МТ) также учитывают требования приложения В.
5.20 Метрологическое обеспечение осуществляется в соответствии со стандартами, техническими регламентами, законами, нормативными правовыми актами в области обеспечения единства измерений или законодательной метрологии государств - членов ЕАЭС.
Применяемые СИ должны быть утвержденного типа и поверены в соответствии с политикой в области обеспечения единства измерений, согласованной государствами - членами ЕАЭС.
6 Принципы назначения категорий участков магистральных трубопроводов
6.1 В зависимости от природных и антропогенных условий прохождения участка МТ, условий прокладки и эксплуатации, сложности его конструктивного исполнения, а также с учетом трудности выполнения ремонтных работ назначают категории участков МТ, указывающие на принятые величины нормативного запаса прочности участка трубопровода (коэффициента условий работы трубопровода), на методы и объемы неразрушающего контроля сварных соединений трубопровода и величины давлений при испытаниях трубопровода. При этом более значимые (высокие) категории должны назначаться для более ответственных участков МТ.
Категории участков МТ назначают с учетом типа прокладки: подземной, наземной, надземной, диаметра трубопровода для следующих условий прохождения участков МТ:
а) через естественные или искусственные препятствия, в т.ч.:
1) на переходах через водные преграды в зависимости от их характеристик: наличия судоходства, лесосплава, рыбохозяйственного значения, ширины и глубины в пределах непересыхающих участков (русел рек, минимальных подпорных уровней водохранилищ), других характеристик при необходимости,
2) на периодически обводняемых участках водных объектов, прилегающих к ним участков,
3) на переходах через оросительные и деривационные каналы,
4) на переходах через болота с учетом типа болота,
5) на переходах через железные и автомобильные дороги в зависимости от категории дороги,
6) на переходах через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи;
б) в пределах несгораемых мостов, в т.ч. железных и автомобильных дорог в зависимости от категории дороги, дорог для коммуникаций, величины пролета моста;
в) в горной местности при укладке трубопровода в пределах полок, тоннелей;
г) на переходах через селевые потоки, в пределах участков конусов выноса;
д) в пределах прохождения трубопровода по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям;
е) в пустынях при прокладке в слабосвязанных барханных песках;
ж) в пределах поливных и орошаемых земель в зависимости от хозяйственного значения: хлопковых и рисовых плантаций, прочих сельскохозяйственных культур;
и) по территории распространения ММГ в зависимости от величины относительной осадки при оттаивании;
к) на участках прохождения солончаковых грунтов;
л) на участках подхода, отхода и в пределах УЗА;
м) на участках сближения с территориями СПХГ, установками очистки и осушки газа, ГС со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, установленных в приложении А;
н) на участках подхода, отхода и в пределах узлов пуска, приема и пропуска СОД;
п) по обе стороны от пересекаемых подземных коммуникаций и на участках пересечения подземных коммуникаций: канализационных коллекторов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов, водоводов, силовых кабелей и кабелей связи, подземных, наземных и надземных оросительных систем и др.;
р) по обе стороны от пересечения с ВЛ в зависимости от напряжения ВЛ в пределах расстояний, указанных в 19.2.3;
с) 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 расстоянии от них до 300 м при DN трубопровода 700 и менее; до 500 м при DN трубопровода 1000 включительно; до 1000 м при DN трубопровода свыше 1000;
т) в одном техническом коридоре с нефтепроводами, нефтепродуктопроводами и газопроводами;
у) на участках сближения с узлами замера расхода газа, пунктами редуцирования газа, ЗА газопроводов высокого давления, узлами пуска, пропуска и приема СОД газопроводов, узлами подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, определяемых в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС.
_______________
6.2 На участках МТ, для которых не предусмотрено назначение категории в соответствии с 6.1, назначают наименее значимую (низкую) категорию, либо по согласованию с заказчиком может назначаться иная категория.
6.3 Категорию устанавливают как в пределах каждого из указанных в 6.1 участков МТ, так и в пределах каждого из указанных участков совместно с прилегающими участками на протяженности, определяемой в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС.
6.4 Количество категорий определяют с учетом количества вариантов сочетания принятых для указанных в 6.1 условий прохождения участков МТ величин нормативных запасов прочности трубопровода (коэффициентов условий работы трубопровода), давлений при испытаниях трубопровода, методов и объемов неразрушающего контроля сварных соединений трубопровода.
Примечания
1 Не допускается при определении количества категорий объединять в одну категорию участки (условия прохождения) МТ, для которых предусмотрены различные величины нормативных запасов прочности трубопровода (коэффициентов условий работы трубопровода).
2 Участки (условия прохождения) МТ, для которых предусмотрены различные требования к контролю сварных соединений трубопровода, при определении количества категорий допускается объединять в одну категорию в том случае, если для этих участков (условий прохождения) МТ требования к контролю сварных соединений трубопроводов (объемы и методы контроля, допустимые дефекты или иные) отдельно указаны в соответствующих документах по стандартизации.
6.5 В пределах нескольких смежных участков МТ, характеризующихся схожими условиями прокладки (пересечение МТ болот различных типов и др.), где необходимо назначить разные категории, возможно при проектировании устанавливать единую категорию по наиболее высокой категории из требуемых на смежных участках МТ.
Примечания
1 Если по имеющимся условиям прокладки МТ на участке МТ можно назначить разные категории МТ, категорию такого участка назначают по наиболее высокой категории.
2 Категорию участков МТ, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, принимают как для судоходных переходов через водные объекты с учетом ширины и глубины при расчетном минимальном подпорном уровне планируемого водохранилища.
3 В пределах участка МТ, где его прокладка предусмотривается в защитном футляре или тоннеле, устанавливают единую категорию участка МТ с учетом приведенного в примечании 1.
_______________
7 Правила размещения трубопровода
7.1 Выбор трассы МТ следует проводить на основе оценки экономической целесообразности и экологической допустимости с учетом природных особенностей территории, расположения населенных пунктов, залегания торфяников, а также транспортных путей и коммуникаций, которые могут оказать негативное влияние на МТ.
7.2 Земельные участки для строительства МТ выбирают в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС.
7.3 Для проезда к ЛЧ МТ должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети.
7.4 При выборе трассы МТ необходимо учитывать утвержденные в установленном порядке планы перспективного развития городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов на ближайшие 20 лет, проектируемого МТ (объектов МТ), наличие зон экологических ограничений, а также условия строительства и обслуживания МТ в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т.д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации МТ.
7.5 Не допускается предусматривать прокладку МТ в тоннелях железных и автомобильных дорог, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим организациям - собственникам коммуникаций и сооружений.
7.6 Не допускается прокладка МТ по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами, за исключением случаев прокладки:
- кабеля технологической связи данного МТ на переходах через водные преграды в одной траншее, на переходах через железные и автомобильные дороги в одной траншее или в одном защитном футляре, тоннеле, а также при наличии стесненных условий в одной траншее;
- основных ниток трубопроводов на подводных переходах в одной траншее в соответствии с 10.2;
- кабелей для освещения тоннеля (при прокладке трубопроводов в проходном тоннеле);
- кабелей различного назначения в одной траншее (в т.ч. на переходах через железные и автомобильные дороги в одной траншее или в одном защитном футляре, тоннеле), предназначенных для обеспечения безопасности эксплуатации данного МТ, включая те, которые являются частью системы СОУ, ЭХЗ;
- МТ DN 500 и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог категорий III, IV и V по ГОСТ 33382.
7.7 Прокладку трубопроводов на оползневых участках предусматривают ниже зеркала скольжения или надземно на опорах, заглубленных ниже зеркала скольжения на глубину, исключающую возможность смещения опор.
7.8 Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, выбирают вне зоны динамического удара потока.
7.9 Для трассы трубопроводов следует выбирать наиболее благоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом отношении участки по материалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.
На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, для прогноза этих процессов должны быть проведены предварительные инженерные изыскания.
Прокладку МТ в районах распространения ММГ выполняют в соответствии с подразделом 9.5.
7.10 При прокладке трубопроводов, транспортирующих нефть или нефтепродукты с температурой ниже 0°C, на участках, сложенных талыми пучинистыми грунтами, необходимо предусматривать мероприятия, осуществление которых исключает возможность проявления недопустимых деформаций оснований под трубопроводом.
7.11 Минимальные расстояния между осями одновременно прокладываемых в одном техническом коридоре параллельных ниток трубопроводов, кроме указанных в 7.16, принимают:
- при подземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов - по таблице 7.1;
- надземной, наземной и комбинированной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов - в зависимости от условий прокладки.
Таблица 7.1 - Минимальные расстояния между осями одновременно прокладываемых параллельных ниток подземных трубопроводов
DN трубопровода | Минимальные расстояния между осями одновременно прокладываемых параллельных ниток подземных трубопроводов, м | |
нефтепроводов или нефтепродуктопроводов и осью газопроводов | нефтепроводов и нефтепродуктопроводов | |
До DN 400 включ. | 8 | 5 |
Св. DN 400 до DN 700 включ. | 9 | 5 |
Св. DN 700 до DN 1000 включ. | 11 | 6 |
Св. DN 1000 до DN 1200 включ. | 13 | 6 |
Св. DN 1200 до DN 1400 включ. | 15 | - |
Примечания 1 Расстояние между осями нефтепроводов и нефтепродуктопроводов разных диаметров принимают равным расстоянию, установленному для трубопровода большего диаметра; до оси газопровода - по диаметру газопровода. 2 Расстояние между двумя нефтепроводами и нефтепродуктопроводами, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее указанного, но не менее 1 м между стенками трубопровода. |
7.12 Расстояния между трубопроводом, проектируемым параллельно действующим нефтепроводам, нефтепродуктопроводам и газопроводам при их подземной прокладке, кроме проектируемого в районах, указанных в 7.16, принимают исходя из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных в таблице 7.2.
При подключении проектируемого трубопровода к существующему допускается укладка проектируемого трубопровода на расстоянии в свету не менее 1 м от существующего вне зависимости от DN трубопровода, при этом длина участка проектируемого трубопровода, укладываемого на указанном расстоянии, должна быть минимальной, определяемой исходя из необходимости обеспечения соосности проектируемого трубопровода с существующим в месте стыковки при подключении за счет упругого изгиба трубопровода с радиусом, определяемым с учетом 8.1.3.
7.13 При невозможности обеспечения расстояний, приведенных в таблице 7.2, допускается при подземной прокладке трубопровода, кроме проектируемого в районах, указанных в 7.16, уменьшать расстояние от проектируемого трубопровода до действующих нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов до расстояний, представленных в таблице 7.1, при условии разработки в проектной документации необходимых технических решений по обеспечению их сохранности при строительстве.
Таблица 7.2 - Минимальные расстояния между осями проектируемого и действующего трубопровода при их подземной прокладке
DN трубопровода | Минимальные расстояния между осями проектируемого и действующего трубопроводов при их подземной прокладке, м | ||
на землях, на которых не требуется снятие и восстановление плодородного слоя | на землях, на которых | ||
магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода и осью газопровода | магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов | требуется снятие и восстановление плодородного слоя | |
До DN 400 включ. | 11 | 20 | |
Св. DN 400 до DN 700 включ. | 14 | 23 | |
Св. DN 700 до DN 1000 включ. | 15 | 28 | |
Св. DN 1000 до DN 1200 включ. | 16 | 32 | 32 |
Св. DN 1200 до DN 1400 включ. | 18 | - | 32 |
Примечания 1 Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия расстояния допускается уменьшать при необходимости, обоснованной при проектировании, исходя из условий и методов производства работ. 2 Для трубопроводов различного назначения и разных диаметров расстояния между их осями при параллельной прокладке принимают по наибольшему из указанных значений. 3 В случае разработки мероприятий по временному вывозу плодородного грунта на площадки складирования, расположенные вне зоны проведения строительно-монтажных работ, расстояния допускается принимать как для земель, на которых не требуется снятие и восстановление плодородного слоя. |
7.14 Прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов от ЗА параллельно проложенных и пересекаемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов предусматривают на расстоянии, установленном для параллельной прокладки до нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
7.15 Прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов от ЗА и продувочных свечей газопроводов при параллельной прокладке с газопроводами и при их пересечении предусматривают на расстоянии, установленном для параллельной прокладки нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.
7.16 Расстояние между параллельными нитками трубопроводов (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) прокладываемых в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в ММГ), принимают исходя из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее:
- между нефтепроводами и нефтепродуктопроводами - в соответствии с 7.11, 7.12 и 7.13;
- между нефтепроводами/нефтепродуктопроводами и газопроводами - 1000 м.
7.17 Проектируемые трубопроводы должны быть расположены на всем протяжении, как правило, с одной стороны от существующих трубопроводов при их параллельной прокладке.
7.18 Взаимное пересечение нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, а также пересечение трубопроводов с другими сетями инженерно-технического обеспечения (в том числе водопроводами, канализационными трубопроводами, коллекторами, эстакадами) выполняется под углом не менее 60°.
При бестраншейных способах прокладки взаимное пересечение нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, а также пересечения трубопроводов с другими сетями инженерно-технического обеспечения (в том числе водопроводами, канализационными трубопроводами, коллекторами, эстакадами) допускается предусматривать под углом не менее 30°.
При невозможности обеспечения указанных углов пересечения вследствие стесненных условий (природные факторы, наличие близко расположенных зданий и сооружений, коммуникаций, дорог и др.) или при прокладке трубопровода параллельно существующим коммуникациям допускается уменьшение угла пересечения при разработке необходимых технических решений по защите пересекаемой коммуникации на период производства работ.
7.19 Угол пересечения проектируемого МТ с существующими кабелями не нормируется, при этом при проектировании должны быть предусмотрены необходимые технические решения по обеспечению сохранности кабеля на период производства работ.
7.20 При прокладке трубопроводов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов на расстоянии от них менее 500 м при DN трубопровода до 700 включительно и 1000 м - при DN трубопровода свыше 700, должно быть предусмотрено устройство с низовой стороны трубопровода защитной канавы или вала, обеспечивающих отвод разлившегося при аварии продукта в места, безопасные для населенных пунктов и промышленных предприятий.
При невозможности отвода разлившегося при аварии продукта в места, безопасные для населенных пунктов и промышленных предприятий, следует предусматривать сбор разлившегося продукта в защитный амбар расчетного объема или повышение категории участка МТ с обеспечением дополнительного запаса по толщине стенки труб от расчетной. При повышении категории участка МТ с обеспечением дополнительного запаса по толщине стенки труб от расчетной устройство защитной канавы, вала и защитного амбара не требуется.
Объем защитного амбара следует рассчитывать исходя из необходимости приема всего объема разлившегося при аварии продукта. Для уменьшения расчетного объема защитного амбара допускается предусматривать установку ЗА, размещаемой с учетом 8.2.
_______________
- 2 мм - для трубопроводов до DN 500 включительно;
- 3 мм - для трубопроводов более DN 500.
Примечание - Повышение категории и толщины стенки трубопровода предусмотрено на участке прокладки вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже трубопровода на расстоянии от него менее 500 м при DN трубопровода до 700 включительно и 1000 м - при DN трубопровода свыше 700.
7.21 В местах пересечений МТ с ВЛ напряжением 110 кВ и выше должна быть предусмотрена подземная прокладка трубопроводов под углом не менее 60°. При этом допускается наземная прокладка трубопроводов с учетом требований подраздела 10.3.
При надземной прокладке трубопровода на участках, указанных в 11.1, допускается пересечение надземным трубопроводом ВЛ 110 кВ и выше, при этом трубопроводы защищаются ограждениями, исключающими попадание на трубопровод проводов при их обрыве или отрыве от опоры ВЛ, а также при падении опоры ВЛ, а расстояние от опоры ВЛ до трубопровода должно обеспечивать отсутствие возможности падения опоры ВЛ на защитное ограждение трубопровода.
Защитное ограждение должно выступать по обе стороны от пересечения на расстояние, равное высоте опоры, и должно быть рассчитано на нагрузки от воздействия проводов при их обрыве или при падении опоры ВЛ и на термическую стойкость при протекании токов короткого замыкания, при этом следует исключать попадание потенциала ВЛ на трубопровод и опорные конструкции трубопровода.
7.22 Ширину просеки для прокладки трубопроводов параллельно ВЛ 10 кВ и менее при прохождении по землям лесного фонда принимают с учетом 19.2 так же, как и в стесненных условиях.
7.23 Ширину полосы отвода земель на период строительства (реконструкции) МТ по его участкам определяют при проектировании с учетом:
- временной вдольтрассовой дороги, по которой обеспечивается движение транспортных средств, используемых при строительстве МТ;
- технологического зазора для безопасного проезда транспортных средств параллельно колонне работающих трубоукладчиков;
- полосы, предназначенной для размещения колонны трубоукладчиков; технологического зазора между стрелой трубоукладчика и боковой образующей трубопровода;
- зоны, предназначенной для размещения сваренного в нитку трубопровода; траншеи по ее верху;
- бермы, предназначенной для предотвращения сползания грунта в траншею; зоны, предназначенной для временного размещения отвала минерального грунта;
- зоны, предназначенной для размещения бульдозеров, выполняющих работу по засыпке траншей минеральным грунтом из отвала;
- зоны, предназначенной для временного хранения отвала гумусного слоя, снимаемого с полосы строительства;
- зоны, предназначенной для размещения бульдозеров, выполняющих работу по перемещению и разравниванию отвала гумусного слоя; зоны вырубки леса для размещения ВЛ.
8 Трубопроводы
8.1 Общие положения
8.1.1 Диаметр трубопроводов следует определять в соответствии с ГОСТ 34563.
При реконструкции МТ с заменой участков трубопровода диаметр на участке реконструкции должен быть равен диаметру заменяемого трубопровода, если иное не обосновано расчетами, выполненными в соответствии с ГОСТ 34563.
8.1.2 При отсутствии необходимости в транспортировке продукта в обратном направлении допускается проектировать трубопроводы из труб со стенкой различной толщины, в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий его эксплуатации.
8.1.3 Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях определяют расчетом исходя из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения, а также из условия прохождения очистных, разделительных устройств и ВИП.
Допустимые радиусы упругого изгиба трубопровода при проектировании должны приниматься не менее 1000 DN.
8.1.4 Длина прямых вставок, ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. Допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при их DN не более 500.
Примечание - При необходимости вварки прямой вставки для стыковки участков трубопровода длина прямой вставки должна быть не менее DN трубопровода.
8.1.5 При проектировании ЛЧ МТ предусмотрена установка ЗА согласно подразделу 8.2.
8.1.6 Для проведения внутритрубного диагностирования необходимо предусматривать узлы пуска, пропуска и приема СОД согласно подразделу 8.3.
8.1.7 ЛЧ МТ должна быть оборудована вантузами согласно подразделу 8.4.
8.1.8 Размещение ЗА, узлов пуска, пропуска и приема СОД предусмотрено в ограждениях, выполняемых из несгораемых материалов.
8.1.9 Трубопровод в пределах участка, ограниченного камерами пуска и приема СОД, должен иметь постоянный внутренний диаметр без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.
8.1.10 На перемычках, байпасных трубопроводах и других трубопроводах ЛЧ МТ, по которым не предусмотрен пропуск СОД, допускается установка обратных затворов. Необходимость установки обратных затворов определена в проектной документации.
8.1.11 Трубопровод должен быть оборудован КИП в соответствии с 15.3.
8.1.12 В узлах равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, DN которых составляет свыше 0,3 DN основного трубопровода, должны быть предусмотрены решения, исключающие возможность попадания очистных, разделительных устройств или ВИП в ответвление.
8.1.13 В местах примыкания трубопроводов ЛЧ к технологическим трубопроводам НПС, узлам пуска, пропуска и приема СОД, к переходам через водные преграды в две нитки и более, в местах примыкания перемычек к трубопроводам ЛЧ и в местах выхода трубопровода из грунта необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения следует учитывать при расчете указанных конструктивных элементов, примыкающих к трубопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода предусматривают проведение специальных мероприятий, в том числе устройство незащемленных грунтом (открытых) компенсаторов П-образной, Z-образной или другой формы либо защемленных грунтом (подземных) компенсаторов-упоров таких же конфигураций.
При прокладке подземных трубопроводов DN 1000 и более в грунтах с низкой защемляющей способностью в проектной документации должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечению устойчивости трубопровода.
8.1.14 ЗА и оборудование ЛЧ МТ должны быть обустроены площадками для их обслуживания, оборудованными стационарными лестницами и ограждениями в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС.
8.1.15 На трассе трубопровода должна быть предусмотрена установка опознавательных знаков со щитами-указателями, содержащими сведения об охранной зоне МТ (не исключая возможности указания иных сведений), располагаемыми на высоте от 1,5 до 2 м от поверхности земли, в пределах видимости, но не реже чем через 1 км, а также дополнительно на углах поворота трассы трубопровода.
8.2 Запорная арматура и ее размещение на магистральном трубопроводе
8.2.1 На МТ необходимо предусматривать установку равнопроходной ЗА, обеспечивающей прохождение по МТ СОД.
8.2.2 Места размещения ЗА должны приниматься в зависимости от рельефа земной поверхности преимущественно в пониженных участках трассы, доступных для обслуживания с учетом 10.2.17, от возможности размещения ЗА, но не реже чем через 30 км. При соответствующем обосновании расстояние между смежной ЗА допускается принимать более 30 км.
Кроме того, установку ЗА на МТ необходимо предусматривать:
- на обоих берегах пересекаемых водных преград шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более при их глубине 1,5 м и более или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины на минимальном удалении от водной преграды;
- на обоих берегах водных преград, переходы через которые оборудуют резервной ниткой;
- в начале каждого ответвления МТ на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;
- на границах (вблизи границ) болот III типа по ГОСТ 34826 протяженностью свыше 500 м.
Также размещение ЗА допускается предусматривать в начале и/или в конце участков МТ, определенных в 7.20.
Примечания
1 Определение доступности мест размещения ЗА для обслуживания при недостаточности имеющейся дорожной сети предусмотрено одним или несколькими (определяется заказчиком) способами: по вдольтрассовому проезду, проектируемому с учетом 5.16; сооружением вертолетной площадки вблизи места размещения ЗА; с использованием транспорта повышенной проходимости (в том числе вездеходного, на болотном ходу и др.).
2 Требования к местам размещения ЗА вблизи естественных и искусственных препятствий (преград), по ограничению длин участков между смежной ЗА могут уточняться заказчиком (а также дополняться, не исключая представленные в настоящем пункте).
8.2.3 На МТ вблизи участков, прокладываемых по территории городов и населенных пунктов, необходимо предусматривать размещение ЗА на расстоянии не менее 200 м от границы перспективной застройки города или населенного пункта, а в пределах городов и других населенных пунктов - в соответствии с требованиями стандартов и правил по сооружению МТ на территории городов и других населенных пунктов, действующих на территории государства - члена ЕАЭС.
8.2.4 При прокладке нефтепровода и нефтепродуктопровода параллельно газопроводу ЗА должна быть размещена с обеспечением минимальных разрывов (по радиусу):
- от ЗА, смонтированной на магистрали газопровода - 100 м, при этом в сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м, а при наличии стесненных условий - до 30 м;
- продувочных свечей газопроводов DN 1000 и более - 50 м;
- продувочных свечей газопроводов менее DN 1000 - 15 м.
8.2.5 ЗА, устанавливаемая на ЛЧ МТ, за исключением ЗА, указанной в 21.4.3, должна быть оборудована электроприводом и обеспечена электроснабжением в соответствии с 19.1.5.
8.2.6 ЗА, устанавливаемая на ЛЧ МТ, за исключением ЗА, указанной в 21.4.3, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление и контроль положения затвора.
8.2.7 ЗА и мощность привода должны обеспечивать открытие/закрытие арматуры при аварии на МТ с учетом перепада рабочего давления на затворе, рассчитываемого с учетом геодезической отметки ЗА, наибольшей геодезической отметки трубопровода в пределах участка МТ, ограниченного НПС, на которых возможен сброс продукта из остановленного участка МТ в емкости, технологических режимов перекачки и назначения ЗА.
8.2.8 Размещение ЗА, устанавливаемой вблизи водных преград и болот III типа по ГОСТ 34826, должно быть предусмотрено в замкнутом контуре обвалования для локализации разлива нефти или нефтепродуктов в случае потери герметичности ЗА, расположенной внутри ограждения. Размеры обвалования устанавливают при проектировании. Обустройство площадок ЗА следует выполнять в соответствии с 8.3.9.
8.3 Узлы пуска, приема, пропуска средств очистки и диагностирования и их размещение на магистральном трубопроводе
8.3.1 На ЛЧ МТ, в том числе на лупингах и ответвлениях протяженностью более 3 км, на резервных нитках независимо от протяженности, а также на участках, в пределах которых диаметр трубопровода отличается от диаметра трубопровода прилегающих участков, надлежит предусматривать узлы пуска и приема СОД.
Узлы пуска и приема СОД на участках ЛЧ МТ длиной менее 3 км, расположенных между площадочными объектами МТ, предусматривать не требуется.
В стесненных условиях прохождения МТ при отсутствии возможности размещения допускается не предусматривать узлы пуска и приема СОД на участках ЛЧ МТ, расположенных между площадочными объектами МТ, лупингах и ответвлениях длиной 3 км и более, а также на резервных нитках независимо от протяженности. При этом проведение внутритрубного диагностирования указанных участков следует предусматривать с применением камер пуска и приема СОД, монтируемых на трубопроводе на период выполнения внутритрубного диагностирования.
8.3.2 Узлы пуска и приема СОД устанавливают с учетом максимального перспективного развития МТ с расстоянием между ними не более предусмотренного в ГОСТ 34563.
8.3.3 Параметры узлов пуска и приема СОД, которыми оборудуют МТ, должны обеспечивать возможность безопасного выполнения работ по запасовке, пуску, приему и извлечению очистных, разделительных устройств и ВИП. Конструкцию камер пуска и приема СОД определяют при проектировании.
8.3.4 Допускается предусматривать сооружение узлов пуска и приема СОД в едином обваловании и ограждении, при этом технологическая схема узла пуска и приема СОД должна позволять осуществлять работу МТ как с работающей, так и с остановленной НПС.
8.3.5 Узлы пуска и приема СОД должны быть оборудованы закрытой (не сообщающейся с внешней средой) системой опорожнения камер пуска и приема СОД от нефти или нефтепродукта, в состав которой входят трубопроводы отвода газовоздушной смеси, дренажные трубопроводы и дренажная емкость, оборудованная дыхательным клапаном, СИ уровня нефти или нефтепродукта и насосом откачки.
8.3.6 Для НПС, не оборудованных узлами пуска или приема СОД, должны быть предусмотрены узлы пропуска СОД, обвязка которых должна позволять осуществлять пропуск СОД без остановки НПС.
8.3.7 Испытания узлов пуска, приема и пропуска СОД должны быть проведены с учетом требований 5.19. Внутритрубное диагностирование трубопроводов обвязки узлов пуска, приема и пропуска СОД не предусмотрено.
8.3.8 Размещение узлов пуска, пропуска и приема СОД следует предусматривать в замкнутом контуре обвалования для локализации разлива нефти или нефтепродукта в случае потери герметичности ЗА, камер пуска и приема СОД и другого оборудования, располагаемого внутри ограждения. Размеры обвалования устанавливают при проектировании.
8.3.9 При проектировании должны быть предусмотрены решения по предотвращению инфильтрации по поверхности площадки и внутренних откосов обвалования и, при необходимости, по защите противофильтрационного экрана (слоя) от ультрафиолетового излучения и механических воздействий. Сбор поверхностных и талых вод с обвалованных площадок следует предусматривать в приямок. Для исключения сброса с обвалованных площадок на рельеф должен предусматриваться вывоз поверхностных и талых вод передвижной техникой.
Допускается при соответствующем обосновании предусматривать отвод поверхностных и талых вод из приямка по стальному трубопроводу с защитным покрытием усиленного типа в соответствии с ГОСТ 9.602. Отводящий трубопровод должен быть оборудован стальной задвижкой, монтируемой за обвалованием в пределах ограждения; на торце отводящего трубопровода, расположенного над приямком, должен быть устроен сифон, препятствующий попаданию воды в горизонтальный участок трубопровода при закрытой задвижке.
8.4 Вантузы и их размещение на магистральном трубопроводе
8.4.1 На ЛЧ МТ надлежит предусматривать установку вантузов, предназначенных для опорожнения и заполнения трубопровода нефтью или нефтепродуктом, при выполнении плановых и ремонтных работ:
- в высоких точках по рельефу местности, определяемых при проектировании, для впуска и выпуска воздуха или ИГС;
- с двух сторон от ЗА, установленной на МТ в соответствии с 8.2, в пределах ограждения УЗА.
8.4.2 На переходах МТ через водные преграды и болота III типа по ГОСТ 34826, оборудованных ЗА по 8.2.2, допускается предусматривать установку трех вантузов: двух вантузов у ЗА, расположенной на низком берегу; одного вантуза со стороны водной преграды у ЗА, расположенной на высоком берегу.
8.4.3 На резервных нитках, оборудованных камерами пуска и приема СОД, вантузы не устанавливают.
8.4.4 Размещение вантузов, устанавливаемых вблизи ЗА, следует предусматривать внутри ограждения УЗА, а при наличии обвалования - внутри обвалования. При обосновании допускается размещение вантузов, устанавливаемых вблизи ЗА, вне ограждения УЗА.
Размещение вантузов, устанавливаемых на МТ вне ограждения УЗА предусматривают в ограждении или без ограждения с учетом 9.1.3.
8.4.5 Размещение вантузов на подземных трубопроводах следует предусматривать в колодцах согласно 8.5.
8.4.6 Конструкция вантузов предусматривается с постоянным размещением ЗА в колодце или с размещением ЗА только на период выполнения работ с использованием вантуза с учетом 8.4.7.
8.4.7 Если монтаж ЗА на патрубке вантуза предусматривают только на период выполнения работ с использованием вантуза, должно предусматриваться фланцевое соединение ЗА с патрубком вантуза. При этом необходимо предусматривать наличие в патрубке вантуза специального запорного устройства (пробки или другого), позволяющего выполнять монтаж и демонтаж ЗА без опорожнения трубопровода и монтаж на патрубке вантуза фланцевой заглушки в период отсутствия ЗА.
8.4.8 В качестве ЗА вантузов следует применять клиновые задвижки и шаровые краны.
8.4.9 Конструкция вантуза должна обеспечивать возможность проведения гидравлических испытаний вантуза совместно с трубопроводом.
8.4.10 Рекомендуемые диаметры вантузов для установки на трубопровод представлены в таблице 8.1.
Таблица 8.1 - Рекомендуемые диаметры вантузов для установки на трубопровод
Трубопровод | Вантуз |
DN 150 | DN 50 |
От DN 150 включ. до DN 300 включ. | От DN 50 включ. до DN 100 включ. |
DN 350, DN 400 | От DN 100 включит, до DN 150 включ. |
От DN 500 до DN 1200 включ. | От DN 150 включ. до DN 200 включ. |
8.5 Колодцы, монтируемые на магистральном трубопроводе
8.5.1 Для монтажа оборудования (вантузов, преобразователей давления, сигнализаторов прохождения СОД и т.п.) на подземном или наземном трубопроводе должны предусматриваться герметичные колодцы, конструкция которых обеспечивает сохранность защитного покрытия трубопровода.
8.5.2 При установке колодцев в пределах ограждения глубина заложения колодца от крышки колодца до поверхности земли не нормируется. При этом возможно предусматривать монтаж колодцев, обеспечивающих размещение крышки колодца и других частей его конструкции выше планировочного уровня земли.
8.5.3 При монтаже колодцев вне огороженных площадок при подземной прокладке трубопровода глубина заложения колодца от крышки колодца до поверхности земли должна составлять не менее 0,6 м, а на землях сельскохозяйственного назначения - не менее 1,0 м.
8.5.4 В колодцах должна быть предусмотрена установка запорного устройства на крышке. При открытии/закрытии крышки должно быть исключено искрообразование.
8.5.5 Варианты оснащения колодцев техническими средствами охраны, способ передачи информации должны быть определены при проектировании с учетом технической возможности передачи сигналов.
9 Подземная прокладка трубопроводов
9.1 Общие положения
9.1.1 Глубину заложения трубопровода надлежит принимать не менее, м:
- менее DN 1000 | 0,8; |
- от DN 1000 и более (до DN 1200) | 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 автомобильного транспорта и сельскохозяйственных машин | 0,6; |
- на пахотных и орошаемых землях | 1,0; |
- при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов (от дна канала) | 1,1. |
Глубину заложения трубопровода в дополнение к указанным величинам следует определять с учетом раздела 12.
9.1.2 Глубина заложения трубопровода в пределах ограждения УЗА, узлов пуска, пропуска и приема СОД определяется с учетом необходимости обеспечения доступа к узлам и предусматривается меньше значений, представленных в 9.1.1.
9.1.3 Глубину заложения трубопровода на участке монтажа колодцев вне огороженных площадок следует определять с учетом 8.5.3.
9.1.4 Глубину заложения трубопровода на участке монтажа колодцев в пределах огороженных площадок определяют по 9.1.1 и 9.1.2.
9.1.5 Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должна быть дополнительно проверена расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с 12.4.
9.1.6 Расстояния в свету по вертикали от инженерных коммуникаций до проектируемого трубопровода при пересечении должны приниматься не менее, м:
- от нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов | 0,35; |
- силовых кабелей напряжением до 220 кВ включительно, кабелей связи и кабелей контроля и управления | 0,5; |
- кабелей связи при условии механической защиты кабеля связи, решения по которой принимают при проектировании | 0,15; |
- силовых кабелей напряжением до 220 кВ включительно и кабелей контроля и управления, проложенных в трубах на участке пересечения с запасом не менее чем по 2 м в каждую сторону от трубопровода | 0,25; |
- кабельных маслонаполненных линий напряжением до 220 кВ включительно | 1,0; |
- водопроводов питьевого назначения | 0,4. |
Трубопроводы требуется располагать ниже водопроводов питьевого назначения при пересечении с ними. Допускается располагать трубопроводы выше трубопроводов, транспортирующих воду питьевого назначения, при условии прокладки в месте пересечения трубопроводов МТ в защитном футляре или при монтаже защитного футляра на водовод питьевого назначения, при этом концы защитного футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м в каждую сторону от места пересечения.
9.1.7 Ширину траншеи по низу назначают не менее:
- DN+300 мм - для трубопроводов до DN 700;
- 1,5 DN - для трубопроводов DN 700 и более.
При DN трубопровода 1200, прокладке трубопровода в защитном футляре из труб DN 1200 и более, в траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи по низу допускается уменьшать до значения DN+ 500 мм.
При балластировке трубопроводов грузами ширину траншеи назначают с учетом габаритов забалластированного трубопровода из условия обеспечения запаса по ширине траншеи не менее 400 мм.
Примечание - Возможность применения труб DN более 1200 для защитного футляра предусмотрена в 10.4.4.
_______________
9.1.9 Для трубопроводов DN 1000 и более в зависимости от рельефа местности должна быть предусмотрена предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние срезают до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного трубопровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т.д.).
При проектировании трубопроводов DN 700 и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.
Примечание - На продольном профиле указывают проектные отметки низа, и/или верха, и/или оси трубопровода. Допускается в качестве проектных отметок трубопровода указывать проектные отметки смонтированных на трубопроводе балластирующих устройств, бетонного покрытия и других элементов, покрытий и конструкций, определяющих габариты трубопровода и влияющих на глубину заложения трубопровода и глубину траншеи.
9.1.10 При прокладке трубопроводов в скальных, валунных, глыбовых, галечниковых, щебенистых грунтах, а также в ММГ и при засыпке этими грунтами предусматривают мероприятия по исключению повреждения защитного покрытия и теплоизоляционного покрытия трубопровода (устройство подсыпки и/или обсыпки трубопровода и др.).
9.1.11 При проектировании подземных трубопроводов для прокладки в районах распространения просадочных грунтов необходимо учитывать величину возможной просадки грунта в основании трубопровода и возникающие при этом дополнительные напряжения в трубопроводе от изгиба.
_______________
9.1.12 При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20% предусматривают мероприятия, направленные на исключение эрозии грунта засыпки траншеи и прилегающих к ней участков склона (устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта, например глинистого, так и из искусственных материалов).
9.1.13 При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.
9.1.14 При наличии вблизи трассы развивающихся оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию трубопровода, предусматривают мероприятия по их укреплению.
9.1.15 На трассе трубопроводов предусматривают установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга попарно на расстоянии не менее 80 м друг от друга.
9.1.16 На участке трассы с сильно пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах допускается укладка трубопроводов в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. В теле насыпей должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений. При необходимости, предусматривают мероприятия для предотвращения эрозии грунта насыпи.
9.2 Прокладка трубопроводов в горных условиях
9.2.1 В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом местности предусматривается прокладка трубопровода преимущественно в долинах рек вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивых и крутых склонов, а также районов селевых потоков.
Примечание - При проектировании МТ под сильно пересеченным рельефом местности понимается рельеф, для прокладки трубопровода по которому необходимо предусматривать его уполаживание в строительной полосе (устройство срезок, полок) или применение специальных методов выполнения работ (анкеровку машин и механизмов и др.).
9.2.2 В оползневых районах при малой толщине сползающего слоя грунта предусматривается подземная прокладка с глубиной заложения трубопровода ниже плоскости скольжения.
Оползневые участки большой протяженности необходимо обходить выше оползневого склона.
9.2.3 При пересечении селей применяют, как правило, надземную прокладку.
При подземной прокладке через селевой поток или конус выноса глубину заложения предусматривают не менее чем на 0,5 м ниже возможного размыва русла при обеспеченности 5%. При пересечении конусов выноса укладка трубопровода предусматривается по кривой, огибающей внешнюю поверхность конуса, на глубине ниже возможного размыва в пределах блуждания русел.
Для защиты трубопроводов при их прокладке в указанных районах могут предусматриваться: упо-лаживание склонов, водозащитные устройства, дренирование подземных вод, сооружение подпорных стен, контрфорсов.
9.2.4 При проектировании трубопроводов, укладка которых должна проводиться на косогорах с поперечным уклоном 8° и более, необходимо предусматривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы - полки.
9.2.5 Ширина полки должна назначаться исходя из условия производства работ, возможности устройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны трубопровода, а также с учетом местных условий.
9.2.6 При проектировании трубопроводов, укладка которых должна проводиться на косогорах с поперечным уклоном более 8° до 12° включительно, необходимо предусматривать устройство полки с отсыпкой насыпи непосредственно на косогоре.
9.2.7 При поперечных уклонах косогора более 12° до 18° включительно необходимо предусматривать с учетом свойств грунта уступы для предотвращения сползания грунта по косогору.
9.2.8 На косогорах с поперечным уклоном свыше 18° полки предусматривают только за счет срезки грунта.
9.2.9 Во всех случаях насыпной грунт должен быть использован для устройства проезда на период проведения строительно-монтажных работ и последующей эксплуатации трубопровода при соблюдении следующего условия:
9.2.10 Для трубопроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном свыше 35°, предусматривается устройство подпорных стен.
9.2.11 Траншея для укладки трубопровода должна предусматриваться в материковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии, обеспечивающем нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностных вод у подошвы откоса, как правило, предусматривается кювет с продольным уклоном не менее 0,2%. В этом случае полке откоса придают уклон 2% в обе стороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее 2% в сторону откоса.
9.2.12 При прокладке в горной местности двух параллельных ниток трубопроводов и более допускается предусматривать укладку ниток трубопроводов на одной полке.
9.2.13 При прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на одной полке расстояние между ними может быть уменьшено при соответствующем обосновании до 3 м. Допускается прокладка двух МТ DN 300 и менее в одной траншее.
9.2.14 При проектировании трубопроводов по узким гребням водоразделов предусматривается срезка грунта на ширине от 8 м включительно до 12 м включительно с обеспечением уклона 2% в одну или в обе стороны.
При прокладке вдоль трубопроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.
9.2.15 В зависимости от инженерно-геологических условий, рельефа и протяженности горной местности, экономической целесообразности и других условий допускается прокладка трубопроводов в тоннелях. Обоснование экономической целесообразности должно быть приведено в проектной документации.
При прокладке трубопроводов в проходных тоннелях необходимо предусматривать естественную вентиляцию; в исключительных случаях допускается искусственная вентиляция. Обоснование необходимости применения искусственной вентиляции должно быть приведено в проектной документации.
В непроходных тоннелях на период эксплуатации вентиляцию допускается не предусматривать.
9.3 Прокладка трубопроводов на подрабатываемых территориях
_______________
9.3.2 Строительство трубопроводов допускается осуществлять в любых горно-геологических условиях, имеющих место на подрабатываемых территориях.
9.3.3 Трасса трубопроводов на подрабатываемых территориях должна быть увязана с планами производства горных работ и предусматриваться преимущественно на тех территориях, на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также на тех, подработка которых намечается на более позднее время.
9.3.4 Пересечение шахтных полей трубопроводами предусматривают:
- на пологопадающих пластах - вкрест простирания;
- крутопадающих пластах - по простиранию пласта.
9.3.5 Конструктивные мероприятия по защите подземных трубопроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатам расчета трубопроводов на прочность и осуществляться путем увеличения деформативной способности трубопроводов в продольном направлении за счет применения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом. Расстояния между компенсаторами устанавливают расчетом в соответствии с разделом 12.
9.3.6 Надземную прокладку трубопроводов с учетом положений раздела 11 предусматривают, если по данным расчета напряжения в подземных трубопроводах не соответствуют требованиям раздела 12, а увеличение деформативности трубопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.
Надземную прокладку предусматривают также на участках трассы, где по данным горно-геологического обоснования возможно образование на земной поверхности провалов, на переходах через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, проложенные в выемках.
9.3.7 На трубопроводах, на участках их пересечения с местами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, предусматривают установку компенсаторов независимо от срока проведения горных работ.
9.4 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах
9.4.1 Проектирование ЛЧ МТ и ответвлений от них, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных и наземных трубопроводов, необходимо выполнять с учетом сейсмических воздействий.
_______________
При проведении сейсмического микрорайонирования необходимо уточнить данные о тектонике района вдоль всего опасного участка трассы МТ в коридоре, границы которого отстоят от трубопровода не менее чем на 15 км.
Балльность интенсивности сейсмических воздействий определяют по MSK-64 [3].
9.4.2 Сейсмостойкость трубопроводов должна быть обеспечена:
- выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства;
- применением рациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий;
- дополнительным запасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивости трубопроводов.
9.4.3 При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорных участков, участков с неустойчивыми и просадочными грунтами, территорий горных выработок и активных тектонических разломов, а также участков, сейсмичность которых превышает 9 баллов.
Прохождение трассы трубопровода в перечисленных условиях предусматривается в случае особой необходимости и при соответствующем технико-экономическом обосновании. При этом в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода.
9.4.4 Сварные соединения трубопроводов, прокладываемых в районах с сейсмичностью согласно 9.4.1, следует подвергать радиографическому контролю в объеме 100% вне зависимости от категории участка трубопровода.
9.4.5 Не допускается жесткое соединение трубопроводов со стенами зданий (при прохождении через стену), сооружениями и оборудованием.
В случае необходимости таких соединений предусматриваются устройство криволинейных вставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способность которых должны быть определены расчетом.
Ввод трубопровода в здания (в насосные и т.д.) осуществляют через проем, размеры которого должны превышать наружный диаметр трубопровода не менее чем на 200 мм.
9.4.6 При пересечении трубопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и упругого изгиба трубопровода без возникновения ненормативного напряженно-деформированного состояния трубопровода.
При подземной прокладке трубопровода на таких участках рекомендуются устройство траншеи с пологими откосами и засыпка трубопровода крупнозернистым песком, торфом и т.д.
9.4.7 При прокладке трубопровода через зоны активных тектонических разломов возможность сохранения способа прокладки, принятого на прилегающих к разлому участках, должна быть обоснована расчетом на сейсмопрочность при воздействии на трубопровод смещающихся берегов разлома. При этом в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода.
9.4.8 При подземной прокладке трубопровода грунтовое основание трубопровода должно быть уплотнено.
9.4.9 Конструкции опор надземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.
9.4.10 Для гашения колебаний надземных трубопроводов предусматривается в каждом пролете установка демпферов, которые не препятствовали бы перемещениям трубопровода при изменении температуры трубы и давления транспортируемого продукта.
9.4.11 На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы предусматривается автоматическая система контроля и отключения аварийных участков трубопровода.
_______________
9.5 Прокладка трубопроводов в районах многолетнемерзлых грунтов
9.5.1 Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах распространения ММГ, выполняют в соответствии с техническими регламентами, стандартами, нормативными документами в области технического регулирования, распространяющимися на проектирование для условий ММГ, с учетом положений настоящего стандарта.
9.5.2 Выбор трассы для ЛЧ МТ следует проводить на основе:
- мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:100000;
- схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;
- карт относительной осадки грунтов при оттаивании;
- карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.
9.5.3 При выборе трассы для подземных трубопроводов на ММГ по возможности избегают участков с подземными льдами, наледями и буграми пучения, проявлениями термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами. Бугры пучения обходят с низовой стороны.
9.5.4 В зависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания должны быть рассмотрены следующие принципы использования ММГ в качестве основания трубопровода:
- принцип I - ММГ основания используют в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего периода эксплуатации трубопровода;
- принцип II - ММГ основания используют в оттаявшем (с их предварительным оттаиванием на расчетную глубину до начала возведения трубопровода) или оттаивающем (с допущением оттаивания грунтов в процессе эксплуатации трубопровода) состоянии.
9.5.5 Для трубопроводов, проходящих через участки с распространением ММГ, необходимо выполнять теплотехнические расчеты взаимодействия ММГ и трубопровода на весь период эксплуатации трубопровода, которые должны включать:
- расчет остывания транспортируемого по трубопроводу продукта с целью установления температуры по длине трубопровода;
_______________
- расчеты по I и II группам предельных состояний с учетом процессов, происходящих в окружающем массиве грунта в результате устройства трубопровода: просадки и термокарста при оттаивании, пучении при промораживании.
Примечание - Группы предельных состояний определяются по ГОСТ 27751.
9.5.6 Основным принципом использования ММГ в качестве основания для трубопроводов и их сооружений является принцип I.
9.5.7 При прокладке трубопроводов на участках с малольдистыми ММГ допускается оттаивание ММГ в процессе строительства или эксплуатации, если оно не сопровождается термокарстовыми процессами и потерей несущей способности трубопровода, определяемой в соответствии с требованиями раздела 12. На участках с таликами рекомендуется использовать грунты основания в талом состоянии. Допускается промораживание талых непучинистых грунтов при прокладке трубопроводов, транспортирующих нефть или нефтепродукты с отрицательной температурой, а также на участках надземной прокладки трубопроводов в случае недостаточной несущей способности талых грунтов, при этом должны быть разработаны технические решения по обеспечению их мерзлого состояния в период эксплуатации трубопровода.
9.5.8 Технические решения по теплоизоляции трубопровода или применения систем термостабилизации грунта должны быть определены исходя из обеспечения устойчивого положения трубопровода с учетом результатов теплотехнических расчетов и теплогидравлических расчетов, выполняемых с учетом 5.10.
_______________
9.5.10 Глубину прокладки подземного трубопровода определяют принятым конструктивным решением, обеспечивающим проектное положение трубопровода с учетом правил охраны окружающей среды.
9.5.11 Способ прокладки трубопровода выбирают в зависимости от температуры и физических свойств грунта. При чередовании просадочных ММГ и талых грунтов целесообразно выполнять объединение участков до 5 км и более с устройством надземной прокладки трубопровода.
9.5.12 Правила по надземной прокладке МТ на участках ММГ представлены в разделе 11.
_______________
Продолжительность геотехнического мониторинга в зависимости от принципа использования ММГ в качестве основания назначается для сооружений, построенных:
- по принципу I - в течение всего периода эксплуатации сооружения;
- принципу II с допущением оттаивания грунта в период эксплуатации - в течение 10 лет;
- принципу II с использованием предварительного оттаивания грунтов - в течение 5 лет.
Допускается изменение продолжительности проведения геотехнического мониторинга при наличии соответствующего обоснования.
10 Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия
10.1 Общие положения
10.1.1 К естественным и искусственным препятствиям относят реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.
10.1.2 Прокладка трубопроводов через естественные и искусственные препятствия должна выполняться траншейным и бестраншейными способами: ННБ, микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки и др.
Выбор способа прокладки трубопровода должен быть выполнен с учетом имеющихся (при наличии) экологических и иных ограничений и технико-экономического обоснования.
10.1.3 При соответствующем обосновании допускается надземная прокладка трубопроводов через естественные и искусственные препятствия согласно положениям раздела 11.
10.2 Переходы трубопроводов через водные преграды
_______________
Примечания
1 Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий не допускается.
2 Место перехода согласовывают с соответствующими уполномоченными органами государственной власти и заинтересованными организациями.
10.2.2 Границами перехода через водную преграду, определяющими его длину, являются:
- для однониточного перехода и основной нитки многониточного перехода - участок, ограниченный ЗА, установленной на берегах, а при ее отсутствии - участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10% обеспеченности;
- для резервной нитки многониточного перехода - участок, ограниченный ЗА, отключающей резервную нитку от основной(ых).
Примечание - В настоящем пункте установлены требования только к определению границ перехода через водную преграду, а не технические требования, влияющие на назначение категорий участков МТ, к конструкции и способам прокладки трубопровода на переходе и др.
10.2.3 Створы переходов через реки выбирают на участках с минимальной шириной заливаемой поймы, а при траншейном способе строительства, кроме того, на устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла. Створ подводного перехода рекомендуется предусматривать под углом 90° к динамической оси потока, но не менее 60°, избегая участков, сложенных скальными грунтами.
10.2.4 Створы переходов через реки при подземном прохождении бестраншейными способами строительства выбирают на участках с минимальной шириной заливаемой поймы с учетом топографических условий в месте перехода, геологических и гидрогеологических условий бурения (проходки); угол пересечения русла рек не нормируется. При этом при пересечении водных преград на участке излучин створ перехода может быть расположен в пределах излучины при условии обеспечения глубины заложения трубопровода (или тоннеля) в соответствии с требованиями 10.2.6.2.
Примечание - Расстояние от створа перехода через реку до излучин при выборе створа перехода в соответствии с условиями настоящего пункта не нормируется.
10.2.5 Выбор створа перехода трубопровода проводят с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема или водотока и их прогнозируемых изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода, а также возможного размещения строительно-монтажных площадок.
10.2.6 Сооружение переходов через водные преграды следует предусматривать с заглублением ниже дна пересекаемых водных преград. Глубину заложения трубопровода до дна устанавливают с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.
10.2.6.1 При пересечении водных преград траншейным способом проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании должна назначаться не менее чем на 0,5 м ниже прогнозируемого профиля предельного размыва русла, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водной преграды. При пересечении водных преград траншейным способом, дно которых сложено скальными породами, величину глубины заложения трубопровода принимают не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водной преграды.
10.2.6.2 При пересечении водных преград с применением ННБ, микротоннелирования, тоннели-рования с использованием щитовой проходки или другими способами, сочетающими технологии, используемые в вышеуказанных способах, проектная отметка верха трубопровода (тоннеля) назначается не менее чем на 3,0 м ниже прогнозируемого профиля предельного размыва русла, определяемого на основании инженерных изысканий с учетом срока службы перехода, но не менее 6,0 м от естественных отметок дна водной преграды.
10.2.7 Переходы трубопроводов через реки и каналы предусматривают, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, гидротехнических сооружений (не относящихся к объектам магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов и других коммуникаций), пристаней, речных вокзалов, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.
При соответствующем обосновании допускается располагать переходы трубопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов, нерестилищ и мест массового обитания рыб.
10.2.8 Минимальные расстояния от объектов, указанных в 10.2.7, до оси трубопроводов на участках переходов трубопроводов через водные преграды следует принимать в соответствии с приведенными в приложении А, как для подземной прокладки.
10.2.9 При пересечении водных преград расстояние между параллельными трубопроводами определяют исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, скважин ННБ, тоннелей, возможности укладки в них трубопроводов.
На многониточном переходе трубопроводов, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных трубопроводов (основных ниток) и одного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных ниток трубопроводов в одной траншее. Расстояние между параллельными нитками, прокладываемыми в одной общей траншее, и ширину траншеи устанавливают при проектировании исходя из условий производства работ по устройству подводной траншеи и из возможности укладки в нее трубопроводов.
10.2.10 Минимальные расстояния между параллельными трубопроводами, сооружаемыми на пойменных участках перехода трубопровода через водную преграду, принимают такими же, как для трубопроводов, сооружаемых вне перехода.
Примечание - При соответствующем обосновании при проектировании допускается принимать минимальные расстояния между трубопроводами на пойменных участках перехода трубопровода через водную преграду по таблице 7.1.
10.2.11 Характеристики трубопроводов на переходах через водные преграды в границах ГВВ не ниже 1% обеспеченности следует рассчитывать против всплытия в соответствии с требованиями раздела 12.
10.2.12 Ширину подводных траншей по дну назначают с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, балластировки трубопровода, необходимости водолазного обследования трубопровода, уложенного в подводную траншею, способа укладки трубопровода и условий прокладки кабеля линии связи данного трубопровода.
10.2.13 Крутизну откосов подводных траншей назначают с учетом необходимости обеспечения устойчивости откосов грунтов в обводненном состоянии и условий производства работ.
10.2.14 Профиль трассы трубопровода принимают с учетом минимального допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла водной преграды и его расчетной деформации (предельного профиля размыва русла), геологического строения дна и берегов, необходимой балластировки и способа укладки трубопровода.
10.2.15 Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в сложных топографических и геологических условиях.
10.2.16 Защита трубопровода от водной эрозии при пересечении водных преград обеспечивается его заглублением, предусматриваемым в соответствии с 10.2.6.1 и 10.2.6.2.
При соответствующем обосновании предусматривают решения по противоэрозионной защите грунта обратной засыпки траншеи и срезок и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, противоэрозионных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.). Параметры инженерной защиты устанавливают в проектной документации.
10.2.17 ЗА, устанавливаемую на переходах трубопроводов через водные преграды по 8.2.2, размещают на отметках не ниже отметок ГВВ обеспеченности 10% и за пределами участка ледохода.
На берегах горных рек ЗА размещают на отметках не ниже отметок ГВВ обеспеченности 2%.
Примечание - Допускается размещать ЗА на пойменном участке водной преграды в пределах участка возможного ледохода на отметках выше отметок ледохода. При необходимости, определяемой при проектировании, следует предусматривать дополнительные мероприятия по недопущению воздействия ледохода на объекты МТ (устройство ледозащитных сооружений и др.).
10.2.18 На переходах трубопроводов через водные преграды предусматривают сооружение резервных ниток в соответствии с 10.2.18.1-10.2.18.6.
10.2.18.1 На переходах трубопроводов через водные преграды шириной в межень 75 м и более, сооружение которых предусматривается траншейным способом или над водной преградой в соответствии с разделом 11, предусматривают сооружение резервной нитки. При этом допускается предусматривать прокладку перехода в одну нитку при условии обоснования такого решения при проектировании.
10.2.18.2 Переходы трубопроводов через водные преграды шириной в межень 75 м и более, сооружение которых предусматривается бестраншейными способами, предусматривают в одну нитку. При этом допускается предусматривать сооружение резервной нитки на переходе при условии обоснования такого решения при проектировании.
В границах участка бестраншейной прокладки толщина стенки трубопровода должна приниматься с запасом от рассчитанной в соответствии с данными раздела 12 и толщины стенки на прилегающих участках перехода, не менее:
- 2 мм - для трубопроводов до DN 500 включительно;
- 3 мм - для трубопроводов более DN 500.
10.2.18.3 При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню ГВВ при обеспеченности 10% и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 календарный дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м и горных рек. При отсутствии информации об уровне ГВВ при обеспеченности 10% и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 календарных дней допускается использовать данные уровня ГВВ при обеспеченности 50%.
10.2.18.4 При пересечении несколькими трубопроводами водной преграды шириной 75 м и более допускается сооружение одной общей резервной нитки при обосновании такого решения при проектировании.
10.2.18.5 При необходимости транспортировки по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, допускается предусматривать прокладку трубопроводов через водные преграды шириной менее 75 м в две нитки при обосновании такого решения при проектировании.
10.2.18.6 Допускается при необходимости, определяемой при проектировании, предусматривать резервную нитку с диаметром, отличным от диаметра основной нитки.
10.2.19 Узлы пуска и приема СОД, устанавливаемые на переходах трубопроводов через водные преграды по 8.3, должны быть расположены:
- на отметках не ниже отметок ГВВ обеспеченности 10% и выше отметок ледохода;
- на переходах горных рек - на отметках не ниже отметок ГВВ обеспеченности 2%;
- вне пределов водоохранной зоны.
10.2.20 При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб DN 1000 и более, проводят проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.
10.2.21 Участки трубопроводов в пределах подводной траншеи или заливаемых пойм должны быть рассчитаны на устойчивость положения против всплытия в опорожненном состоянии в соответствии с требованиями раздела 12. Для обеспечения устойчивости положения предусматривают специальные конструкции и устройства для балластировки и закрепления трубопровода (балластирующие устройства, утяжеляющие покрытия, анкеры и др.).
10.2.22 Переходы через водные преграды шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб, обеспечивая закрепление трубопровода против всплытия на береговых неразмываемых участках установкой балластирующих или анкерных устройств.
10.2.23 На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при их пересечении МТ должны быть предусмотрены сигнальные знаки в соответствии с законодательством и требованиями нормативных документов государств - членов СНГ и ЕАЭС.
10.3 Переходы трубопроводов через болота и заболоченные участки
10.3.1 На болотах и заболоченных участках следует предусматривать подземную прокладку трубопроводов.
Как исключение, при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка).
10.3.2 Болота по характеру передвижения по ним строительной техники разделяют на типы I, II и III в соответствии с ГОСТ 34826.
10.3.3 При соответствующем обосновании при подземной прокладке трубопроводов через болота типов II и III по ГОСТ 34826 длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.
10.3.4 Прокладка трубопроводов на болотах, за исключением прокладываемых надземно, предусматривается, как правило, прямолинейно с минимальным количеством поворотов.
В местах поворота применяется упругий изгиб трубопроводов, при этом допускается использование кривых искусственного гнутья при условии укладки трубопровода на минеральное основание и при положительном результате расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода, выполненного в соответствии с разделом 12.
10.3.5 Участки трубопроводов в границах ГВВ не ниже обеспеченности 1%, прокладываемые через болота и в пределах обводненных участков, должны быть рассчитаны на устойчивость положения против всплытия в опорожненном состоянии в соответствии с разделом 12. Для обеспечения устойчивости положения предусматривают специальные конструкции и устройства для балластировки и закрепления трубопровода (утяжеляющие покрытия, балластирующие или анкерные устройства и др.).
10.3.6 Крутизну откосов и ширину подводных траншей по дну назначают в соответствии с подразделом 10.2.
10.3.7 Укладку трубопроводов при переходе через болота в зависимости от мощности торфяного слоя и водного режима предусматривают непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.
Допускается прокладка трубопроводов в насыпях с равномерной передачей нагрузки на поверхность торфа путем устройства выстилки из мелколесья или соответствующих материалов. Выстилка (материал) должна (должен) быть покрыта (покрыт) слоем местного или привозного грунта толщиной не менее 25 см, по которому укладывают трубопровод.
10.3.8 Размеры насыпи при укладке в ней трубопровода DN свыше 700 с расчетным перепадом положительных температур на данном участке определяют расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий.
10.3.9 Высота насыпи должна обеспечивать глубину заложения трубопровода до ее верха не менее 0,8 м с учетом уплотнения грунта в результате осадки.
Ширина насыпи поверху должна назначаться не менее 1,5 DN трубопровода, но не менее 1,5 м, величина откосов насыпи - в зависимости от свойств грунта, но не круче 1:1,25.
10.3.10 В случае использования для устройства насыпи торфа со степенью разложения органического вещества менее 30% необходимо предусматривать защитную минеральную обсыпку поверх торфа толщиной 20 см.
Насыпь из торфа и минерального грунта для защиты от размыва и выветривания должна быть укреплена. Материалы и способы укрепления насыпи устанавливают в проектной документации.
10.3.11 При проектировании насыпи должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Прилегающие откосы и дно водопропускных сооружений должны быть укреплены.
Количество и размеры водопропускных сооружений определяют расчетом с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.
10.3.12 При закреплении трубопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лесса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин.
10.4 Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги
10.4.1 Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги предусматривают в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях, при соответствующем обосновании, в выемках дорог. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.
10.4.2 Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°.
При прокладке в стесненных условиях или вдоль действующих коммуникаций допускается угол пересечения трубопровода принимать не менее 60°, а для трубопроводов, прокладка которых предусматривается по территории города или населенного пункта, - до 45° включительно.
10.4.3 Угол пересечения трубопроводов с некатегорийными дорогами (лесные, полевые и т.п.), а также вдольтрассовыми проездами, предназначенными только для обслуживания трубопровода и его инфраструктуры, не нормируется.
10.4.4 Прокладка участков трубопроводов на переходах через железные и автомобильные дороги со всеми видами покрытия, за исключением грунтового, песчаного или состоящего из песчано-гравийной смеси, а также щебеночного без связующего, должна быть предусмотрена в защитном футляре или в тоннеле.
_______________
Требования к прокладке трубопровода на участке защитного футляра или тоннеля представлены в 14.7-14.9.
Концы защитного футляра или тоннеля должны быть выведены на расстояние:
а) при прокладке трубопровода через железные дороги - от осей крайних путей и от подошвы откоса насыпи - 50 м, но не менее 50 м от бровки откоса выемки и крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва), при наличии;
б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги категорий I и II по ГОСТ 33382 - от бровки земляного полотна 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.
Концы защитных футляров или тоннелей, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги категорий III, IV и V по ГОСТ 33382, следует выводить на 5 м от бровки земляного полотна.
_______________
Глубину заложения трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, следует принимать не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра или тоннеля, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, - не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.
При прокладке трубопроводов под автомобильными дорогами без защитного футляра или тоннеля глубину заложения трубопровода следует принимать не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей трубопровода, а в выемках и на нулевых отметках - не менее указанного в 9.1.1 от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.
Защитный футляр или тоннель на переходе МТ под железными и автомобильными дорогами должен рассчитываться на нагрузки от веса грунта и воздействия от подвижного транспорта.
_______________
При отсутствии защитного футляра или тоннеля необходимо при расчете трубопровода на прочность и устойчивость учитывать напряжения, возникающие в трубопроводе от веса грунта и от воздействия подвижного транспорта.
При необходимости для снижения нагрузки от подвижного транспорта на автомобильных дорогах можно предусматривать укладку дорожных плит и/или другие технические решения, применение которых обосновано при проектировании.
10.4.6 Расстояние между параллельными трубопроводами на участках переходов под железными и автомобильными дорогами определяют исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке трубопроводов.
10.4.7 Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.
10.4.8 Минимальное расстояние по горизонтали в свету до трубопровода, прокладываемого подземно, в местах его перехода через железные дороги общей сети следует принимать:
- от стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог - 20 м;
- труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах - 30 м.
11 Надземная прокладка трубопровода
11.1 Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах распространения ММГ, горных выработок, оползней, на неустойчивых грунтах, на участках селей с учетом 9.2.3 и на переходах через естественные и искусственные препятствия. При этом должно быть предусмотрено проведение необходимых дополнительных мероприятий, обеспечивающих надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов, смонтированной арматуры, оборудования.
В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна иметь технико-экономическое обоснование.
11.2 При надземной прокладке трубопровода необходимость наличия и требуемые теплотехнические свойства теплоизоляционного покрытия трубопровода должны быть определены с учетом теплогидравлических расчетов трубопровода, выполненных с учетом 5.10.
11.3 При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков предусматривают проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов применяют отводы с учетом 8.1.3. Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований раздела 12.
11.4 При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия используют несущую способность самого трубопровода. При соответствующем обосновании прокладку трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия предусматривают с размещением трубопровода по траверсам пролетных конструкций (балкам, эстакадам и др.), определяемых при проектировании. В отдельных случаях допускается предусматривать для прокладки трубопроводов мосты.
Величины пролетов трубопровода назначаются в зависимости от принятой схемы прокладки трубопровода с учетом требований раздела 12.
11.5 На участках подземной прокладки трубопровода, прилегающих к участкам надземной прокладки, необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств, выполняемых за счет поворотов трубопровода вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к надземному. В местах выхода трубопровода из грунта опоры допускается не устанавливать. При этом в местах выхода трубопровода из грунтов, имеющих недостаточную несущую способность, предусматривают проведение мероприятий по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).
11.6 Опоры трубопроводов и применяемые на участках надземной прокладки МТ конструкции, за исключением тепловой изоляции трубопроводов при выполнении 21.4, проектируют из несгораемых материалов.
_______________
- выше глубины сезонного промерзания грунта и в пределах ММГ - бетоном класса не ниже В7.5 или раствором марки не ниже М100;
- ниже глубины сезонного промерзания грунта - бетоном класса прочности не ниже В7.5, раствором марки не ниже М100 или сухой цементно-песчаной смесью.
Допускается заполнение внутренней полости свай альтернативными материалами, предусмотренными ГОСТ 34826.
11.8 При проектировании надземных трубопроводов предусматривают электроизоляцию трубопровода от опор. При этом должно быть предусмотрено обеспечение мер защиты персонала при грозовых разрядах.
11.9 На участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения высотой не менее 2,2 м.
11.10 Высоту прокладки трубопроводов необходимо принимать в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности по 9.5.7-9.5.9, но не менее чем на 0,5 м выше максимального уровня снегового покрова.
Высота прокладки надземных трубопроводов на участках, где предусматривается использование ММГ основания по принципу I, должна быть определена с учетом необходимости сохранения температуры ММГ не выше максимально допустимой температуры, обеспечивающей требуемую несущую способность свайных фундаментов.
При необходимости, должны быть предусмотрены решения по снижению теплового воздействия на ММГ от трубопровода (перекачивающего нефть/нефтепродукты с положительной температурой), в том числе применение опор из теплоизолирующих материалов или с теплоизолирующими вставками.
При прокладке трубопровода на участках ММГ должно предусматриваться выполнение требований 9.5.13.
11.11 При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов определяют по согласованию с заинтересованными организациями.
11.12 При прокладке трубопроводов через препятствия, в том числе через овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения принимают при пересечении:
- оврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5%-ной обеспеченности;
- несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,2 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;
- судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и расположению мостов.
Высотные отметки низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливают отдельно в каждом конкретном случае, но должны превышать уровень ГВВ 1%-ной обеспеченности не менее чем на 1 м.
При проектировании трубопровода над водной преградой должна быть предусмотрена инженерная защита опорных сооружений.
11.13 При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов принимается в соответствии с величиной габарита С по ГОСТ 9238.
Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть не менее:
- 5 м - до подошвы откоса насыпи;
- 3 м - до бровки откоса выемки;
- 10м - до крайнего рельса железной дороги.
11.14 В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия предусматриваются конструктивные решения, обеспечивающие дополнительную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.
12 Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость
12.1 Расчетные характеристики материалов
12.1.1 Значение коэффициента условий работы трубопровода m при расчете на прочность, устойчивость и оценке возможности возникновения недопустимых пластических деформаций должно назначаться в зависимости от категории участка трубопровода.
где m - коэффициент условий работы трубопровода;
12.1.7 Основные физические характеристики стали для труб - в соответствии с приложением Д.
12.1.8 Значения характеристик грунтов принимают по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.
12.2 Нагрузки и воздействия
_______________
12.2.2 При расчете трубопроводов учитывают нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке принимают по приведенным в таблице 12.1.
Таблица 12.1 - Нагрузки и воздействия, учитываемые при расчете трубопроводов
Характер нагрузки и воздействия | Нагрузка и воздействие | Способ прокладки трубопровода | Коэффициент надежности | |
Подземный, наземный (в насыпи) | Надземный | по нагрузке n | ||
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 | |
Длительные | Внутреннее давление для участков ЛЧ нефтепроводов от DN 700 включ. до DN 1200 включ. и участков ЛЧ нефтепродуктопроводов DN 700: - от НПС с РП до НПС без РП - от НПС без РП до НПС без РП | + | + | 1,15 |
Внутреннее давление для участков ЛЧ нефтепроводов от DN 700 до DN 1200 и участков ЛЧ нефтепродуктопроводов DN 700: - от НПС с РП до НПС с РП, работающей постоянно только с подключенным РП; - от НПС без РП до НПС с РП, работающей постоянно только с подключенным РП, а также для всех участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов менее DN 700 | + | + | 1,10 | |
Длительные | 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 ММГ при оттаивании) | + | + | 1,00 | |
Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов | + | - | 1,05 | |
Примечания 1 Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия учитывают, знак "-" - не учитывают. 2 Значения коэффициента надежности по нагрузке n, 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 принимают с учетом условий 12.2.10. 4 Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации МТ возможно попадание воздуха в трубопровод или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта. |
12.2.3 Рабочее давление определяют в соответствии с ГОСТ 34563.
_______________
_______________
При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода принимают равным 0,4.
12.2.7 Нормативный температурный перепад в металле стенок труб принимают равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется статически неопределимая система (сваривают захлесты, приваривают компенсаторы, проводят засыпку трубопровода и т.п., т.е. когда фиксируют трубопровод). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания следует определять раздельно для участков трубопровода, относящихся к разным категориям.
12.2.8 Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода определяют в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также от скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.
Принятые в расчете максимальная и минимальная значения температуры, при которых фиксируют расчетную схему трубопровода максимально и минимально допустимую температуру продукта на выходе из НПС должны указывать в проектной документации.
12.2.9 При расчете трубопровода на прочность, устойчивость и при выборе типа изоляции учитывают температуру нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортировки продукта.
Примечание - При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидкопластическое состояние, при определении выталкивающей силы вместо плотности воды принимают плотность разжиженного грунта, определяемую с учетом данных изысканий.
_______________
_______________
12.2.12 Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, оползнями, перемещением опор и т.д., следует определять на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.
12.2.13 Надземные трубопроводы, подвергающиеся очистке полости и внутритрубному диагностированию с пропуском СОД, дополнительно рассчитывают на динамические воздействия СОД.
_______________
Расчетная сейсмичность подземных магистральных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета глубины заложения трубопровода как для сооружений, расположенных на поверхности земли.
12.3 Определение толщины стенки трубопроводов
где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по таблице 12.1;
p - рабочее (нормативное) давление, МПа.
12.3.2 Толщину стенки труб, определенную по формуле (8), принимают не менее 1/100 DN.
При этом толщина стенки труб должна быть не менее:
- 3 мм - для труб DN 200 и менее;
- 4 мм - для труб более DN 200;
_______________
Толщина стенки должна удовлетворять условию, при котором значение давления, определяемое в соответствии с 21.2.14, было не менее значения рабочего давления.
Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного действующими стандартами на трубную продукцию. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывают.
12.4 Проверка прочности и устойчивости подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов
12.4.1 Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы проверяют на прочность, возможность возникновения недопустимых пластических деформаций, общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.
12.4.2 Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении проводят по условию
Определение продольных осевых напряжений для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта - в соответствии с приложением Д.
Определение дополнительных продольных осевых растягивающих напряжений, вызываемых горизонтальными деформациями грунта от горных выработок, - в соответствии с приложением Д.
12.4.4 Проверку на возможность возникновения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов необходимо проводить по условиям:

Увеличение толщины стенки для выполнения условий формулы (12) и формулы (13) должно быть технико-экономически обосновано с учетом конструктивных решений, температуры транспортируемого продукта и температуры фиксации статически неопределимой системы.
12.4.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении должна быть выполнена в плоскости наименьшей жесткости системы с учетом значения коэффициента условий работы трубопровода.
Условие проверки общей устойчивости трубопровода в продольном направлении - в соответствии с приложением Д.
Продольная устойчивость подземных трубопроводов проверяется для криволинейных участков в плоскости изгиба трубопровода. Продольная устойчивость подземных трубопроводов на прямолинейных участках проверяется исходя из предположения, что в вертикальной плоскости трубопровод упруго изогнут с радиусом изгиба 5000 DN.
12.4.7 Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S определяется от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики согласно приведенным в приложении Д.
12.4.8 Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, проверяют для отдельных (в зависимости от условий строительства) участков по условию
Таблица 12.2 - Коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия для участков перехода
Участок перехода | Значение коэффициента |
Через болота, поймы, водоемы при отсутствии течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГВВ обеспеченности 1% | 1,05 |
Русловые через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ | 1,10 |
Русловые 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 |
Расчет балластировки для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов - в соответствии с приложением Д.
_______________
где z - количество анкеров в одном анкерном устройстве;
_______________
12.5 Проверка прочности и устойчивости надземных трубопроводов
12.5.1 Надземные (открытые) трубопроводы проверяют на прочность, продольную устойчивость и выносливость (колебания в ветровом потоке).
12.5.2 Проверку на прочность надземных трубопроводов, за исключением случаев, регламентированных 12.5.3, проводят из условия
_______________
12.5.3 Расчет многопролетных балочных систем надземной прокладки при отсутствии резонансных колебаний трубопровода в ветровом потоке, а также однопролетных прямолинейных переходов без компенсации продольных деформаций допускается проводить с соблюдением следующих условий:
от расчетных нагрузок и воздействий
от нормативных нагрузок и воздействий
Примечания
12.5.4 Продольные усилия и изгибающие моменты в балочных, шпренгельных, висячих и арочных надземных трубопроводах определяют в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривают как стержень (прямолинейный или криволинейный).
При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет выполняют по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.
12.5.5 При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах учитывают изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа трубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах трубопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземных трубопроводов должен быть выполнен с учетом перемещений трубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.
12.5.6 Балочные системы надземных трубопроводов следует рассчитывать с учетом трения на опорах, при этом принимают меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.
12.5.7 Трубопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем с воспринимаемым трубопроводом распором должны быть рассчитаны на продольную устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.
12.5.8 При скоростях ветра, вызывающих колебание трубопровода с частотой, равной частоте собственных колебаний, необходимо выполнять поверочный расчет трубопроводов на резонанс.
Расчетные усилия и перемещения трубопровода при резонансе определяют как геометрическую сумму резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от других видов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку, соответствующую критическому скоростному напору.
12.5.9 Расчет оснований, фундаментов и непосредственно опор проводят по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или трубопровода.
12.5.10 Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части рассчитывают на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.
При расчете опор учитывают глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации грунта (пучение и просадку), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе, и от других условий.
12.5.11 Нагрузки на опоры, возникающие от воздействия ветра и изменений длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, должны быть определены в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопровода на опорах.
На уклонах местности и участках со слабонесущими грунтами применяют системы прокладок надземных трубопроводов с неподвижными опорами, испытывающими минимальные нагрузки, например прокладку змейкой с неподвижными опорами, расположенными в вершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.
12.5.12 Нагрузки на неподвижные ("мертвые") опоры надземных балочных систем трубопроводов принимают равными сумме усилий, передаваемых на опору от примыкающих участков трубопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшую из нагрузок принимают с коэффициентом, равным 0,8.
12.5.13 Продольно-подвижные и свободно-подвижные опоры балочных надземных систем трубопроводов рассчитывают на совместное действие вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопровода к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на неподвижные опоры необходимо принимать максимальное значение коэффициента трения.
В прямолинейных балочных системах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможное отклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, принимают равным 0,01 значения максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.
12.5.14 При расчете опор арочных систем, анкерных опор висячих и других систем выполняют расчет на возможность опрокидывания и сдвиг.
12.6 Компенсаторы
12.6.1 Расчет компенсаторов на воздействие продольных перемещений трубопроводов, возникающих от изменения температуры стенок труб, внутреннего давления и других нагрузок и воздействий, проводят по условию
Расчет продольных напряжений для П-, Z- и Г-образных компенсаторов - в соответствии с приложением Д.
12.6.4 Расчетные значения продольных перемещений надземных участков трубопровода определяют от максимального повышения температуры стенок труб (положительного расчетного температурного перепада) и внутреннего давления (удлинение трубопровода), а также от наибольшего понижения температуры стенок труб (отрицательного температурного перепада) при отсутствии внутреннего давления в трубопроводе (укорочение трубопровода).
12.6.5 С целью уменьшения размеров компенсаторов применяется их предварительная растяжка или сжатие, при этом на чертежах следует указывать значения растяжки или сжатия в зависимости от температуры, при которой проводят сварку замыкающих стыков.
12.7 Особенности расчета трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах
_______________
12.7.2 Трубопроводы и их элементы, предназначенные для прокладки в сейсмических районах, по 9.4.1 рассчитывают:
- на условные статические нагрузки, определяемые с учетом сейсмического воздействия. При этом предельные состояния принимают как для трубопроводов, прокладываемых вне сейсмических районов;
- сейсмические воздействия, получаемые на основании анализа записей сейсмометрических станций (в виде акселерограмм, велосиграмм, сейсмограмм), ранее имевших место землетрясений в районе строительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Значения принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть не менее указанных в таблице 12.3.
При расчетах на наиболее опасные сейсмические воздействия в конструкциях, поддерживающих трубопровод, допускаются неупругое деформирование и возникновение остаточных деформаций, локальные повреждения и т.д.
Таблица 12.3 - Максимальные расчетные ускорения
Сила землетрясения, балл | 7 | 8 | 9 | 10 |
Сейсмическое ускорение , см/с | 100 | 200 | 400 | 800 |
Примечание - Балл по шкале сейсмической интенсивности MSK-64 [3]. |
12.7.3 Расчет надземных трубопроводов на опорах выполняют на действие сейсмических сил, направленных:
- вдоль оси трубопровода, при этом определяют значения напряжений в трубопроводе, а также проводят проверку конструкций опор на действие горизонтальных сейсмических нагрузок;
- по нормали к продольной оси трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом определяют значения смещений трубопровода, достаточность длины ригелей, при которой не произойдет сброса трубопровода с опоры, и значения дополнительных напряжений в трубопроводе, а также проверяют конструкции опор на действие горизонтальных и вертикальных сейсмических нагрузок.
Дополнительно необходимо проводить поверочный расчет трубопровода на нагрузки, возникающие при взаимном смещении опор.
______________
1