СНиП 2.05.06-85. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

розмір шрифту зменшити розмір шрифту збільшити розмір шрифту
Друк
Email

Оцініть матеріал!

(0 голосів)

Строительные нормы и правила

СНиП 2.05.06-85

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Сроквведенияв действие1 января 1986 г.

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

ВНЕСЕНЫ Миннефтегазстроем.

ВзаменСНиП II-45-75

УтвержденыпостановлениемГосударственного комитета СССРпо делам строительстваот 18 марта 1985 г. № 30.

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

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

б) сжиженных углеводородных газов фракций С₃и С₄и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 40 °С не свыше 1,6 МПа (16 кгс/ см²) из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

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

г) импульсного, топливного и пускового газа для КС, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ и пунктов редуцирования газа (ПРГ).

В состав магистральных трубопроводов входят:

трубопровод ( от места выхода с промысла подготовленной в дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС, УЗРГ, ПРГ, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

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

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

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

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

здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, КС и ГРС;

СПХГ;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;

указатели и предупредительные знаки.

Настоящие нормы не распространяются на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, а также трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 °С.

Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования стабильного конденсата и стабильного бензина, следует производить в соответствии с требованиями настоящих норм, предъявляемыми к нефтепроводам.

К стабильному конденсату и бензину следует относить углеводороды и их смеси, имеющие при температуре плюс 20°С упругость насыщенных паров менее 0,2 МПа (2 кгс/ см²)(абс).

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

Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ГРС, СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию соответствующих зданий и сооружений, утвержденных Госстроем СССР, с учетом требований настоящих норм.

Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа (12 кгс/ см²) и менее, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа (25 кгс/ см²), предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных предприятий, следует осуществлять с соответствии с требованиями СНиП II-37-76, СНиП II-106-79 и СНиП 2.05.13-83.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в п. 7.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

1.2. Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим магистральным трубопроводам - в техническом коридоре.

1.3. Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит понимать систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата).

В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

1.4. Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими коридорами устанавливаются согласно СНиП II-10-74.

1.5. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

1.6. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

1.7. Темпеpатуpа газа, нефти (нефтепpодуктов), поступающих в тpубопpовод, должна устанавливаться исходя из возможности тpанспоpтиpования пpодукта и тpебований, пpедъявляемых к сохpанности изоляционных покpытий, пpочности, устойчивости и надежности тpубопpовода.

Необходимость и степень охлаждения тpанспоpтиpуемого пpодукта pешается пpи пpоектиpовании.

1.8. Тpубопpоводы и их сооpужения следует пpоектиpовать с учетом максимальной индустpиализации стpоительно-монтажных pабот за счет пpименения, как пpавило, тpуб с заводской изоляцией и сбоpных констpукций в блочно-комплектном исполнении из стандаpтных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационаpных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. Пpи этом пpинятые в пpоекте pешения должны обеспечивать беспеpебойную и безопасную эксплуатацию тpубопpоводов.

¹В тексте ноpм, за исключением особо оговоpенных случаев, вместо слов: "Магистpальный (е) тpубопpовод(ы)" будет употpебляться слово "тpубопpовод(ы)".

2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Магистpальные газопpоводы в зависимости от pабочего давления в тpубопpоводе подpазделяются на два класса:

I класс - пpи pабочем давлении свыше 2,5 до 10, 0 МПа (свыше 25 до 100 кгс/см²) включ.;

II класс - пpи pабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см²) включ.

2.2. Магистpальные нефтепpоводы и нефтепpодуктопpоводы в зависимости от диаметpа тpубопpовода подpазделяются на четыpе класса, мм:

I класс - пpи условном диаметpе свыше 1000 до 1200 включ.;

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

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

IV класс - 300 и менее.

2.3. Магистpальные тpубопpоводы и их участки подpазделяются на категоpии, тpебования к котоpым в зависимости от условий pаботы, объема неpазpушающего контpоля сваpных соединений и величины испытательного давления пpиведены в табл. 1.

Т а б л и ц а 1

Категория

трубопро-

вода и его

участка

Коэффициент

условий рабо-

ты трубопро-

вода при рас-

чете его на

прочность,

устойчивость

и деформа-

тивность m

Количество монтажных

сварных сое-

динений, под-

лежащих кон-

тролю физи-

ческими ме-

тодами, % от

общего коли-

чества

Величина дав-

ления при ис-

пытании и про-

должительность испытания тру-

бопровода

III

0,60

0,75

0,90

Принимается

по

СНиП III-42-80

П р и м е ч а н и е. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

2.4. Категории магистральных трубопроводов следует принимать по табл. 2.

Т а б л и ц а 2

Назначение

Категория трубопровода

при прокладке

трубопровода

подземной

наземной и

надземной

Для транспортирования природ-

ного газа:

а) диаметром менее 1200 мм

б) диаметром 1200 мм и более

в) в северной строительно-

климатической зоне

Для транспортировония нефти

и нефтепродуктов:

а) диаметром менее 700 мм

б) диаметром 700 мм и более

в) в северной строительно-

климатической зоне

III

2.5. Категоpии участков магистpальных тpубопpоводов следует пpинимать по табл. 3.

Т а б л и ц а 3

Категория участков

Назначение участков

трубопроводов

газопроводов

при прокладке

нефтепроводов и

нефтепродуктопроводов при прокладке

под-

земной

на-

земной

над-

земной

под-

земной

на-

земной

над-

земной

1. Переходы через водные преграды:

а) судоходные - в русловой части и прибрежные уча-

стки длиной не менее 25 м каждый ( от среднемежен-

ного горизонта воды) при диаметре трубопровода,

мм:

1000 и более

менее 1000

б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м

и более - в русловой части и прибрежные участки

длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного

горизонта воды) при диаметре трубопровода. мм:

1000 и более

менее 1000

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до

25 м - в русловой части. оросительные и дерива-

ционные каналы

г) горные потоки (реки)

д) поймы рек по горизонту высоких вод 10 % - ной

обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:

700 и более

менее 700

е) участки протяженностью 1000 м от границ гори-

зонта высоких вод 10 % - ной обеспеченности

Продолжение табл. 3

Категория участков

Назначение участков

трубопроводов

газопроводов

при прокладке

нефтепроводов и

нефтепродуктопроводов

при прокладке

под-

земной

на-

земной

над-

земной

под-

земной

на-

земной

над-

земной

2. Переходы через болото типа:

а) I

б) II

в) III

III

II, III*

III

3. Переходы через железные и автомобильные дороги

(на перегонах) :

а) железные дороги общей сети, включая участки

длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей

крайних путей, но не менее 25 м от подошвы на-

сыпи земляного полотна дороги

б) подъездные железные дороги промышленных

предприятий, включая участки длиной 25 м каждый

по обе стороны дороги от осей крайних путей

в) автомобильные дороги I и II категории, включая

участки длиной 25 м каждый по обе стороны доро-

ги от подошвы насыпи или бровки выемки зем-

ляного полотна дороги

г) автомобильные дороги III, III-n, IV, IV-n категорий,

включая участки длиной 25 м каждый по обе сто-

роны дороги от подошвы насыпи или бровки

выемки земляного полотна дороги

д) автомобильные дороги V категории, включая

участки длиной 15 м по обе стороны дороги

от подошвы насыпи или бровки выемки земля-

ного полотна

е) участки трубопроводов в пределах расстояний,

указанных в табл. 4, примыкающих к переходам:

через все железные дороги и автомобильные

дороги I и II категорий

через автомобильные дороги III, IV, III-n, IV-n

и V категорий

III

4. Трубопроводы в горной местности при укладке:

а) на полках

б) тоннелях

III

5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных

барханных песках в условиях пустынь

III

6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и

орошаемым землям:

а) хлопковых и рисовых плантаций

б) прочих сельскохозяйственных культур

III

Продолжение табл. 3

Категория участков

Назначение участков

трубопроводов

газопроводов

при прокладке

нефтепроводов и

нефтепродуктопроводов

при прокладке

под-

земной

на-

земной

над-

земной

под-

земной

на-

земной

над-

земной

7. Трубопроводы, прокладываемые по территории рас-

пространения вечномерзлых грунтов, имеющих при

оттаивании относительную осадку свыше 0,1

8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и

солончаковые грунты

9. Узлы установки линейной арматуры и примыкающие

к ним участки длиной 15 м в каждую сторону от границ

монтажного узла линейной части трубопровода (за

исключением участков категорий B и I)

III

10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной

арматуры и гребенок подводных переходов (за исклю-

чением участков категории B и I)

11. Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкаю-

щих участков II категории, приведенных в поз. 3 е

III

12. Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ,

установок очистки и осушки газа, головных сооруже-

ний со стороны коллекторов и трубопроводов в пре-

делах расстояний, указанных в поз. 5 табл. 4

13. Межпромысловые коллекторы

14. Узлы пуска и приема очистных устройств, а также

участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие

к ним

15. Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной

части газопроводов

16. Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в

пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС,

НПС, УЗГР, а также трубопроводы топливного и пус-

кового газа

Продолжение табл. 3

Категория участков

Назначение участков

трубопроводов

газопроводов

при прокладке

нефтепроводов и

нефтепродуктопроводов

при прокладке

под-

земной

на-

земной

над-

земной

под-

земной

на-

земной

над-

земной

17. Узлы подключения КС, УКПГ, СПХГ, ДКС, головных

сооружений в газопровод и участки между охранными

кранами

18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах рас-

стояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за

охранными кранами длиной 250 м

19. Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ

и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны

20. Пересечения с подземными коммуникациями (канали-

зационными коллекторами, нефтепроводами, нефте-

продуктопроводами, газопроводами, силовыми кабеля-

ми и кабелями связи, подземными, наземными и над-

земными оросительными системами и т. п.) в пределах

20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации

21. Пересечение с коммуникациями, приведенными в

поз. 20, и между собой многониточных магистральных

газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением

7,5 МПа (75 кгс/см²) и более и нефтепроводов диамет-

ром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от

пересекаемой коммуникации

22. Пересечение (в обе стороны) в пределах расстояний,

указанных в поз. 12 табл. 4, с воздушными линиями

электропередачи напряжением, кВ:

а) 500 и более

б) от 330 до 500

в) до 330

III

23. Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым

территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие

ручьи

III

Продолжение табл. 3

Категория участков

Назначение участков

трубопроводов

газопроводов

при прокладке

нефтепроводов и

нефтепродуктопроводов

при прокладке

под-

земной

на-

земной

над-

земной

под-

земной

на-

земной

над-

земной

25. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, проклады-

ваемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень

25 м и более, каналов, озер и других водоемов,

имеющих рыбохозяйственное значение, выше населен-

(без предварительного

гидравлического испы-

тания на трассе)

ных пунктов и промышленных предприятий на рассто-

янии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее;

до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до

1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм

26. Газопроводы, нефте- и нефтепродуктопроводы, прок-

ладываемые в одном техническом коридоре, в местах

расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной за-

(если они не относятся к более высокой категории

по виду прокладки и другим параметрам)

порной арматуры, пуска и приема очистных устройств,

узлов подключения КС в трубопровод в пределах рас-

стояний, указанных в поз. 9,10,14 и 15, а от узлов под-

ключения КС в трубопровод в пределах 250 м в обе

стороны от них

П р и м е ч а н и я : 1. Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.

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

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

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

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

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

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

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

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

для судоходных - по поз. 1а;

“ несудоходных - по поз. 1б и 1в.

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

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

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

К ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Выбоp тpассы тpубопpоводов должен пpоизводиться по кpитеpиям оптимальности. В качестве кpитеpиев оптимальности следует пpинимать пpиведенные затpаты пpи сооpужении, техническом обслуживании и pемонте тpубопpовода и пpи эксплуатации, включая затpаты на меpопpиятия по обеспечению сохpанности окpужающей сpеды, а также металлоемкость, констpуктивные схемы пpокладок, безопасность, заданное вpемя стpоительства, наличие доpог и дp.

3.2. Земельные участки для стpоительства тpубопpоводов следует выбиpать в соответствии с тpебованиями, пpедусмотpенными действующим законодательством Союза ССР и союзных pеспублик.

Пpи выбоpе тpассы следует учитывать условия стpоительства с тем, чтобы обеспечить пpименение наиболее эффективных, экономичных и высокопpоизводительных методов пpоизводства стpоительно-монтажных pабот.

3.3. Выбоp тpассы между начальным и конечным пунктами надлежит пpоизводить в пpеделах области поиска, опpеделяемой эллипсом, в фокусах котоpого находятся начальный и конечный пункты.

Малая ось эллипса b, км, опpеделяется по фоpмуле

(1)

где l- pасстояние между начальной и конечной точками по геодезической пpямой, км;

Kp- коэффициент pазвития линии тpубопpовода.

Коэффициент pазвития линии тpубопpовода Kpследует опpеделять из условия

W _ср.о

Kp= ¾¾ , (2)

W _ср.н

где W _ср.о - пpиведенные затpаты на 1 км тpубопpовода по геодезической пpямой между начальной и

конечной точками с учетом пеpеходов чеpез пpепятствия;

W _ср.н - пpиведенные затpаты на 1 км тpубопpовода по геодезической пpямой между начальной и

конечной точками без затpат на пеpеходы чеpез естественные и искусственные

пpепятствия.

3.4. Возмещение убытков землепользователям и потеpь сельскохозяйственного пpоизводства пpи отводе земель для стpоительства тpубопpовода и ущеpба pыбному хозяйству следует опpеделять в установленном поpядке.

3.5. Для пpоезда к тpубопpоводам должны быть максимально использованы существующие доpоги общей сети.

Стpоительство новых доpог и доpожных сооpужений следует пpедусматpивать только пpи достаточном обосновании и невозможности объезда пpепятствий по существующим доpогам общего пользования.

3.6. Пpи выбоpе тpассы тpубопpовода необходимо учитывать пеpспективное pазвитие гоpодов и дpугих населенных пунктов, пpомышленных и сельскохозяйственных пpедпpиятий, железных и автомобильных доpог и дpугих объектов и пpоектиpуемого тpубопpовода на ближайшие 20 лет, а также условия стpоительства и обслуживания тpубопpовода в пеpиод его эксплуатации (существующие, стpоящиеся,пpоектиpуемые и pеконстpуиpуемые здания и сооpужения, мелиоpация заболоченных земель, иppигация пустынных и степных pайонов, использование водных объектов и т.д.), выполнять пpогнозиpование изменений пpиpодных условий в пpоцессе стpоительства и эксплуатации магистpальных тpубопpоводов.

3.7. Не допускается пpедусматpивать пpокладку магистpальных тpубопpоводов в тоннелях железных и автомобильных доpог, а также в тоннелях совместно с электpическими кабелями и кабелями связи и тpубопpоводами иного назначения, пpинадлежащими дpугим министеpствам и ведомствам.

3.8. Не допускается пpокладка тpубопpоводов по мостам железных и автомобильных доpог всех категоpий и в одной тpаншее с электpическими кабелями, кабелями связи и дpугими тpубопpоводами за исключением случаев пpокладки:

кабеля технологической связи данного тpубопpовода на подводных пеpеходах (в одной тpаншее) и на пеpеходах чеpез железные и автомобильные доpоги (в одном футляpе);

газопроводов диаметром до 1000 мм на давление 2,5 МПа (25 кгс/ см²) и нефтепроводов и нефтепродуктов диаметром 500 мм и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог III, IY, Y, III-n и IY-n категорий. При этом участки трубопроводов, укладываемых по мосту и на подходах к нему на расстояниях, указанных в табл. 4, следует относить к I категории.

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

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

3.11. Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, следует выбирать вне зоны динамического удара потоков.

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

3.13. Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основания для трубопроводов и их сооружений является I принцип, согласно СНиП II-18-76, при котором вечномерзлые грунты основания следует использовать в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации трубопровода.

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

3.15. При прокладке газопроводов, транспортирующих газ с температурой ниже 0 °С, на участках, сложенных талыми пучинистыми грунтами, необходимо предусматривать специальные мероприятия в соответствии со СНиП II-18-76, осуществление которых исключает возможность проявления недопустимых деформаций оснований под трубопроводами.

3.16. Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в табл. 4.

Т а б л и ц а 4

		Минимальные расстояния, м, от оси
		газопроводов								нефтепроводов и нефтепродукто-проводов
		класса
Объекты, здания и сооружения		I						II		IY	III	II	I
		условным диаметром, мм

1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых ; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IY классов; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады лекговоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м³; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи СССР и других ведомств; телевизионные башни	100	150	200	250	300	350	75	125	75	100	150	200
2.	Железные дороги общей сети ( на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: жилые здания 1-2 - этажные; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы	75	125	150	200	225	250	75	100	50	50	75	100
3.	Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги IY, Y, III-n и IY-n категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод	30	50	100	150	175	200	30	50	30	30	30	50
4.	Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IY, III-n, IY-n категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)	75	125	150	200	225	250	75	125	75	100	150	200
5.	Территории НПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций (ПГРС), установок очистки и осушки газа	75	125	150	200	225	250	75	125	30	30	50	50
6.	Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов	50	50	100	150	175	200	50	50	50	50	50	50
7.	При прокладке подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов выше по течению: от мостов железных и автомо- бильных дорог, промышленных предприятий и гидротехниче- ских сооружений от пристаней и речных вокза- лов от водозаборов	- - -	- - -	- - -	- - -	- - -	- - -	- - -	- - -	300 1000 3000	300 1000 3000	300 1000 3000	500 1500 3000
8.	Территории ГРС, автоматизированных газораспределительных станций (АГРС), регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом: а) городов; населенных пунктов; предприятий; отдельных зданий и сооружений; других потребителей б) объектов газопровода (пунктов замера расхода газа, термоэлек- трогенераторов и т.д.)	50 25	75 25	100 25	125 25	150 25	175 25	50 25	75 25	- -	- -	- -	- -
9.	Автоматизированные электростанции с термоэлектрогенераторами; аппаратура связи, телемеханики и автоматики	Не менее 15 от крайней нитки
10.	Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем	25	25	25	25	25	25	25	25	75	100	150	200
11.	Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ , карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов	По согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами Государственного надзора
12.	Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более	В соответствии с требованиями “ Правил устройства электроустановок”, утвержденных Минэнерго СССР
13.	Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из трубопровода	50	75	75	75	100	100	50	50	30	30	50	50
14.	Кабели междугородной связи и силовые электрокабели	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
15.	Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэнергогенераторы	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15
16.	Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
17.	Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов	Не менее 10
П р и м е ч а н и я : 1. Расстояния, указанные в таблице, следует принимать : для городов и других населенных пунктов - от проектной городской черты на расчетный срок 20-25 лет; для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин - от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог - от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 м от границы полосыотвода дороги; для автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов - от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений - от ближайших выступающих их частей. 2. Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий или сооружений. 3. Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог. 4. При соответствующем обосновании допускается сокращать в гр. 3-9 таблицы (за исключением поз. 5, 8 , 10, 13-16) и в гр. 2 только для поз. 1-6 расстояния от газопроводов не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории со 100 % -ным контролем монтажных сварных соединений рентгеновскими или гамма-лучами и не более, чем на 50 % при отнесении их к категории В, при этом указанные в поз. 3 расстояния допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов к категории В. Указанные в поз. 1, 4 и 10 расстояния для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии увеличения номинальной (расчетной) толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние. 5. Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз. 1, следует принимать увеличенными в 2 раза, в поз. 2-6, 8-10 и 13 - в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м. 6. Расстояния до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора и заинтересованными организациями. 7. При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшение указанных в поз. 1, 2, 4 и 10 расстояний до 25 % при условии, что принятые расстояния должны быть не менее 50 м. 8. При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по табл. 4 как для подземных нефтепроводов, но не менее50 м. 9. Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30 %. 10. Расстояния не менее 10 м от притрассовых дорог должно приниматься с учетом расположения сооружений, указанных в поз. 8 и 9. 11. Указанные в поз. 7 минимальные расстояния от подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50 % при условии укладки этих трубопроводов в стальных футлярах. 12. Газопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам. 13. Знак “-“ в таблице означает, что расстояние не регламентируется.

3.17. Расстояния от КС, ГРС, НПС газопроводов, нефтепроводов или конденсатопроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать в зависимости от класса и диаметра газопровода и категории нефтеперекачивающих насосных станций и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в табл. 5.

Т а б л и ц а 5

Минимальные расстояния, м

от КС и ГРС

от НПС

Класс газопровода

Категория НПС

Объекты,

здания и сооружения

Условный диаметр газопровода, мм

300 и

менее

св.

300 до 600

св.

600 до 800

св.

800 до 1000

св.

1000 до 1200

св.

1200 до 1400

300 и

менее

св.

300

III

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

500

¾¾

150

500

¾¾

175

700

¾¾

200

700

¾¾

250

700

¾¾

300

700

¾¾

350

500

¾¾

100

500

125

100

150

200

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

250

¾¾

150

300

¾¾

175

350

¾¾

200

400

¾¾

225

450

¾¾

250

500

¾¾

300

250

¾¾

100

300

125

100

150

200

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

100

¾¾

150

¾¾

125

200

¾¾

150

250

¾¾

200

300

¾¾

225

350

¾¾

250

¾¾

150

100

Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III-Y, III-n и IY-n категорий с пролетом свыше 20 м

125

¾¾

100

150

¾¾

125

200

¾¾

150

250

¾¾

200

300

¾¾

225

350

¾¾

250

100

¾¾

150

125

100

150

200

Железные дороги промышленных предприятий

¾¾

100

¾¾

150

¾¾

100

175

¾¾

150

200

¾¾

175

250

¾¾

200

¾¾

100

Автомобильные дороги IY, Y, III-n и IY-n категорий

¾¾

100

¾¾

150

¾¾

100

175

¾¾

150

200

¾¾

175

250

¾¾

200

¾¾

100

(но не менее 100 м от бли-жайшего на-земного резервуара, ре-зервуарного парка)

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

¾¾

150

¾¾

100

200

¾¾

150

225

¾¾

175

250

¾¾

200

¾¾

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

100

Открытые распределительные устройства 35, 100, 220 кВ электроподстанций, питающих КС и НПС магистральных трубопроводов

На территории КС и НПС с соблюдением взрыво-

и пожаробезопасных разрывов

от зданий и сооружений

10.

Лесные массивы пород:

а) хвойных

б) лиственных

11.

Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов:

тяжелых типа МИ-6, МИ-10

средних типа МИ-4, МИ-8

легких типа МИ-2, КА-26

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

100

150

200

225

250

100

12.

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

По согласованию с заинтересованными организациями

и соответсвующими органами

Государственного надзора

13.

Воздушные линии электропередачи высокого напряжения

В соответствии с требованиями “Правил устройства

электроустановок”, утвержденных Минэнерго СССР

14.

Факел для сжигания газа

100

П р и м е ч а н и я. 1. Расстояния, указанные над чертой, относятся к КС, под чертой - к ГРС.

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

3. Категории НПС надлежит принимать:

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

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

арного парка до 20 000 м³и НПС без резервуарных парков.

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

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

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

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

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

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

при подземной прокладке газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов - в соответствии с требованиями СН 452-73;

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

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

3.19. Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в п. 3.21) следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных: в табл. 6 - при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов,в табл. 7 - при подземной прокладке трубопроводов.

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

При параллельной прокладке трубопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать как для трубопровода большого диаметра.

3.21. Расстояния между параллельными нитками трубопроводов ( при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу), прокладываемых в одном техническом коридоре в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в вечномерзлых грунтах), следует принимать из условий технологии поточного строительства,гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее:

между газопроводами - значений, приведенных в табл. 8;

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

между нефтепроводами и газопроводами - 1000 м.

Т а б л и ц а 6

Способ прокладки		Минимальные расстояния в свету, м, между параллельными нитками газопроводов
параллельных ниток газопроводов		на открытой местности или при наличии между газопроводами лесной полосы шириной менее 10 м			при наличии между газопроводами лесной полосы шириной свыше 10 м
		при условном диаметре газопровода, мм
первой	второй	до 700	св. 700 до 1000	св.1000 до 1400	до 700	св.700 до 1000	св.1000 до 1400
Наземный	Наземный	20	30	45	15	20	30
“	Подземный	20	30	45	15	20	30
Надземный	“	20	30	45	15	20	30
“	Надземный	40	50	75	25	35	50
“	Наземный	40	50	75	25	35	50
П р и м е ч а н и е. При наличии на подземных газопроводах отдельных наземных или надземных участков протяженностью не более 100 м (переходы через овраги и т.д.) допускается уменьшать минимальное расстояние между параллельными нитками на этих участках до 25 м, а при отнесении этих участков ко II категории указанные расстояния следует принимать как для подземной прокладки ( с учетом требований п. 7.10) .

Т а б л и ц а 7

Условный диаметр

Минимальное расстояние в свету между осями

проектируемого и действующего

подземных трубопроводов, м, на землях

проектируемого

трубопровода,

мм

несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства; Государственного лесного фонда

сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя)

До 400 включ.

Св. 400 до 700 включ.

Св. 700 до 1000 включ.

Св. 1000 до 1200 включ.

(для газопроводов)

(для нефтепроводов и нефтепродуктопровода

диаметром 1200 мм)

св. 1200 до 1400 включ.

(для газопроводов)

П р и м е ч а н и е. Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия указанные в таблице расстояния допускается уменьшать.

Т а б л и ц а 8

Способ прокладки параллельных ниток газопроводов		Минимальное расстояние в свету между нитками, м, при условном диаметре газопроводов, мм
первой	второй	до 700	св.700 до 1000	св.1000 до 1400
Подземный	Подземный	60	75	100
Наземный	Наземный	50	60	80
Подземный	“	50	60	80
“	Надземный	50	60	80
Надземный	“	40	50	75
Наземный	“	40	50	75

3.22. Проектируемые трубопроводы должны располагаться на всем протяжении, как правило, с одной стороны от существующих трубопроводов при параллельной их прокладке.

3.23. Взаимные пересечения проектируемых и действующих трубопроводов допускаются в исключительных случаях при невозможности соблюдения минимальных расстояний от оси магистральных трубопроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий и сооружений.

3.24. При прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов сжиженных углеводородных газов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов на расстоянии от них менее 500 м при диаметре труб 700 мм и менее и 1000 м - при диаметре труб свыше 700 мм, с низовой стороны трубопровода должна предусматриваться канава, обеспечивающая отвод разлившегося продукта при аварии. Выпуск из низовой канавы должен быть предусмотрен в безопасные для населенных пунктов места.

Трассу нагорных и отводных канав следует предусматривать по рельефу местности. Складирование вынутого из канавы грунта следует предусматривать с низовой стороны в виде призмы, которая должна служить дополнительной защитой от продукта в случае его утечки из трубопровода.

С верховой стороны от трубопровода при больших площадях водосбора должна предусматриваться канава для отвода ливневых вод.

3.25. В местах пересечений магистральных трубопроводов с линиями электропередачи напряжением 110 кВ и выше должна предусматриваться только подземная прокладка трубопроводов под углом не менее 60°. При этом трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения, должны приниматься II категории.

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

В стесненных условиях, когда это расстояние выдержать невозможно, его допускается сокращать до 350 м при условии повышения категорийности таких участков до I категории и принятия дополнительных мер, обеспечивающих безопасную эксплуатацию трубопровода, или до значений, приведенных в табл. 4, при отсутствии в районе прокладки трубопроводов вечномерзлых грунтов.

3.27. Ширина просеки для прокладки трубопроводов параллельно линии электропередачи 6,10 кВ при прохождении по территории Государственного лесного фонда принимается как для стесненных участков трассы в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, утвержденных Минэнерго СССР.

4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

К ТРУБОПРОВОДАМ

4.1. Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

4.2. При отсутствии необходимости транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

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

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

4.5. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубопроводах КС, ГРС и НПС допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530 мм.

4.6. На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция которых определяется проектом. Узлы пуска и приема очистных устройств для очистки полости в процессе эксплуатации должны предусматриваться на газопроводах, нефтепроводах и нефтепродуктопроводах диаметром свыше 500 мм (для сжиженных газов свыше 150 мм).

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

4.7. При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

4.8. На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема очистных устройств.

4.9. Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств.

4.10. В местах примыкания магистральных трубопроводов к обвязочным трубопроводам компрессорных и насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды в две нитки и более, перемычкам и узлам подключения трубопроводов необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых компенсаторов П-образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов - упоров той же конфигурации.

При прокладке подземных трубопроводов диаметром 1000 мм и более в грунтах с низкой защемляющей способностью в проекте должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечению устойчивости трубопровода.

4.11. На трассе трубопровода должна предусматриваться установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями - указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 1 км, а такжедополнительно на углах поворота и, как правило, совмещаются с катодными выводами.

РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАПОРНОЙ

И ДРУГОЙ АРМАТУРЫ НА ТРУБОПРОВОДАХ

4.12. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать :

на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более согласно требованиям п.6.15 и на однониточных переходах категории В;

в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м;

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

на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений на расстоянии не менее: газопровода диаметром 1400 мм - 1000 м, диаметром менее 1400 мм до 1000 мм включ. - 750 м и диаметром менее 1000 мм - 500 м (охранные краны);

по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;

на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, - на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;

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

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.

П р и м е ч а н и я: 1. Место установки запорной арматуры для нефепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

2. Место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от границ их территорий, КС - от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов). При удалении КС от магистрального газопровода на расстоянии свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод на всасывающих и нагнетательных газопроводах ("шлейфах") на расстоянии 250 м от ограды КС.

4.13. При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать расстояние не менее 100 м друг от друга по дну трубопровода. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.

При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких ниток ответвления к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.

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

4.15. Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, байпасы, продувочные линии и перемычки, - следует предусматривать в подземном исполнении кранами бесколодезной установки.

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу крана.

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

Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5-2 установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.

При прокладке газопроводов параллельно автомобильным дорогам и железным дорогам, линиям электропередачи и связи запорную арматуру с продувочными свечами допускается располагать на том же расстоянии от дорог и линий, что и газопровод.

При пересечении газопроводом автомобильных и железных дорог, линий электропередачи и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.

Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м, от линий электропередачи - согласно требованиям, утвержденным Минэнерго СССР.

Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

4.17. Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектом.

4.18. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.

4.19. Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

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

4.21. Линейная запорная арматура газопроводов I класса диаметром 1000 мм и более, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

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

5. ПОДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА

ТРУБОПРОВОДОВ

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

при условном диаметре менее 1000 мм 0,8

" " " 1000 мм и более

(до 1400 мм) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,0

на болотах или торфяных грунтах, под-

лежащих осушению . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,1

в песчаных барханах, считая от нижних

отметок межбарханных оснований . . . . . 1,0

в скальных грунтах, болотистой мест-

ности при отсутствии проезда автотран-

спорта и сельскохозяйственных машин . . 0,6

на пахотных и орошаемых землях . . . . . . 1,0

при пересечении оросительных и осуши-

тельных (мелиоративных) каналов . . . . . . 1,1

(от дна

канала)

Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.

П р и м е ч а н и е. Заглубление трубопровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

5.2. Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниями разд.8.

5.3. Ширину траншеи по низу следует назначать не менее :

D+ 300 мм - для трубопроводов диаметром до 700 мм;

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

При балластировке трубопроводов грузами ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.

5.4. На участке трассы с резко 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. При пересечении водотоков в теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные отверстия.

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

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

5.6. Для трубопроводов диаметром 1000 мм и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние следует срезать 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 диаметром 700 мм и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.

5.7. При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или применением специальных устройств, обеспечивающих защиту изоляционных покрытий от повреждений при засыпке.

5.8. Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения грунтов II типа просадочности необходимо осуществлять с учетом требований СНиП 2.02.01-83.

Для грунтов I типа просадочности проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов.

П р и м е ч а н и е. Тип просадочности и величину возможной просадки грунтов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83.

5.9. При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20% следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

5.10. При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.

5.11. При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

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

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

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

5.14. В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом местности следует предусматривать прокладку трубопровода в долинах рек вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков.

5.15. В оползневых районах при малой толщине сползающего слоя грунта следует предусматривать подземную прокладку с заглублением трубопровода ниже плоскости скольжения.

Оползневые участки большой протяженности следует обходить выше оползневого склона.

5.16. При пересечении селей следует применять, как правило, надземную прокладку.

При подземной прокладке через селевой поток или конус выноса укладку трубопровода следует предусматривать на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла по уровню воды при 5%-ной обеспеченности. При пересечении конусов выноса укладка трубопровода предусматривается по кривой, огибающей внешнюю поверхность конуса на глубине ниже возможного размыва в пределах блуждания русел.

Выбор типа прокладки трубопроводов и проектных решений по их защите при пересечении селевых потоков следует осуществлять с учетом обеспечения надежности трубопроводов и технико-экономических расчетов.

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

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

Устройство полки в этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки насыпи непосредственно на косогоре.

5.18. При поперечном уклоне косогора 12-18°необходимо предусматривать с учетом свойств грунта уступы для предотвращения сползания грунта по косогору.

На косогорах с поперечным уклоном свыше 18° полки предусматриваются только за счет срезки грунта.

Во всех случаях насыпной грунт должен быть использован для устройства проезда на период производства строительно-монтажных работ и последующей эксплуатации трубопровода при соблюдении следующего условия:

tgj_гр

tga_k £ ¾¾ , (3)

n_Y

где a_k - угол наклона косогора, град;

j_гр- угол внутреннего трения грунта насыпи, град;

n_Y - коэффициент запаса устойчивости насыпи против оползания, принимаемый равным 1,4.

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

5.19. 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, следует предусматривать кювет с продольным уклоном не менее 0,2%. В этом случае полке откоса придается уклон 2% в обе стороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее 2% в сторону откоса.

Ширина полки должна назначаться из условий производства работ, возможности устройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны трубопровода, а также с учетом местных условий.

5.20. При прокладке в горной местности двух параллельных ниток трубопроводов и более следует предусматривать раздельные полки или укладку ниток на одной полке. Расстояние между осями газопроводов, укладываемых по полкам, определяется проектом по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора.

При укладке на одной полке двух нефтепроводов и более или нефтепродуктопроводов расстояние между нитками может быть уменьшено при соответствующем обосновании до 3 м. При этом все трубопроводы должны быть отнесены ко II категории.

Допускается прокладка двух нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) IV класса в одной траншее.

5.21. При проектировании трубопроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать срезку грунта на ширине 8-12 м с обеспечением уклона 2% в одну или обе стороны.

При прокладке вдоль трубопроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.

5.22. В особо стесненных районах горной местности допускается предусматривать прокладку трубопроводов в специально построенных тоннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна быть обоснована в проекте.

Вентиляция тоннелей должна предусматриваться естественной. Искусственная вентиляция допускается только при специальном обосновании в проекте.

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

В РАЙОНАХ ШАХТНЫХ РАЗРАБОТОК

5.23. Проектирование трубопроводов, предназначенных для строительства на территориях, где проводится или планируется проведение горных выработок, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП II-8-78 и настоящих норм.

Воздействие деформации земной поверхности на трубопроводы должно учитываться при расчете трубопроводов на прочность в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 8.

5.24. Строительство трубопроводов допускается осуществлять в любых горно-геологических условиях, имеющих место на подрабатываемых территориях.

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

5.25. Пересечение шахтных полей трубопроводами следует предусматривать :

на пологопадающих пластах - вкрест простирания;

на крутопадающих пластах - по простиранию пласта.

5.26. 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 устанавливаются расчетом в соответствии с указаниями разд.8.

5.27. Подземные трубопроводы, пересекающие растянутую зону мульды сдвижения, должны проектироваться как участки I категории.

5.28. Надземную прокладку трубопроводов с учетом требований разд. 7 следует предусматривать, если по данным расчета напряжения в подземных трубопроводах не удовлетворяют требованиям разд. 8, а увеличение деформативности трубопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Надземную прокладку следует предусматривать 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.

5.29. На трубопроводах на участках пересечения их с местами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, следует предусматривать установку компенсаторов независимо от срока проведения горных работ.

5.30. Крепление к трубопроводу элементов электрохимической защиты должно быть податливым, обеспечивающим их сохранность в процессе деформации земной поверхности.

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

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

5.32. Сейсмостойкость трубопроводов должна обеспечиваться:

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.

5.33. При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

Прокладка трубопроводов в перечисленных условиях может быть осуществлена в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании и согласовании с соответствующими органами Государственного надзора. При этом в проекте должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода.

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

5.35. Не допускается жесткое соединение трубопроводов к стенам зданий и сооружений и оборудованию.

В случае необходимости таких соединений следует предусматривать устройство криволинейных вставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способность которых должны устанавливаться расчетом.

Ввод трубопровода в здания (в компрессорные, насосные и т.д.) следует осуществлять через проем, размеры которого должны превышать диаметр трубопровода не менее чем на 200 мм.

5.36. При пересечении трубопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.

При подземной прокладке трубопровода на таких участках рекомендуется устройство траншеи с пологими откосами и засыпка трубопровода крупнозернистым песком, торфом и т.д.

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

5.38. При подземной прокладке трубопровода грунтовое основание трубопровода должно быть уплотнено.

5.39. Конструкция опор надземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.

5.40. Для гашения колебаний надземных трубопроводов следует предусмотреть в каждом пролете установку демпферов, которые не препятствовали бы премещениям трубопровода при изменении температуры трубы и давления транспортируемого продукта.

5.41. На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы следует предусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков трубопровода.

5.42. Для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм, а также в районах переходов трубопроводов через реки и другие препятствия необходимо предусматривать установку инженерно-сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

В РАЙОНАХ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

5.43. Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах вечномерзлых грунтов, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП II-18-76, специальных ведомственных нормативных документов, утвержденных Миннефтегазстроем, Мингазпромом и Миннефтепромом по согласованию с Госстроем СССР, и дополнителными указаниями настоящих норм.

5.44. Для трассы трубопровода должны выбираться наиболее благоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом отношении участки по материалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.

5.45. Выбор трассы для трубопровода и площадок для его объектов должен производиться 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.

5.46. На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов в соответствии с требованиями СНиП II-9-78.

5.47. Принцип использования вечномерзлых грунтов в качестве основания трубопровода должен приниматься в соответствии с требованиями СНиП II-18-76 в зависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания.

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

5.49. Регулирование теплового взаимодействия газопровода с вечномерзлыми и талыми грунтами должно производиться за счет охлаждения газа в пределах, определяемых теплотехническим расчетом.

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

5.51. На отдельных участках трассы трубопровода допускается:

оттаивание в процессе эксплуатации малольдистых вечномерзлых грунтов, если оно не сопровождается карстовыми процессами и потерей несущей способности трубопровода;

промерзание талых непучинистых грунтов при транспортировании газа с отрицательной температурой.

5.52. На участках просадочных грунтов небольшой протяженности должны предусматриваться мероприятия, снижающие тепловое воздействие трубопровода на грунты и обеспечивающие восстановление вечной мерзлоты в зимний период.

5.53. При необходимости охлаждения транспортируемого газа оно должно осуществляться до температур, равных или ниже температуры грунта на глубине заложения. Нижний уровень охлаждения должен определяться с учетом понижения температуры газа по длине газопровода и минимальной допустимой температуры эксплуатации труб.

5.54. Глубина прокладки подземного трубопровода определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

5.55. Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли необходимо принимать в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия трубопровода, но не менее 0,5 м.

Участки надземных трубопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещения трубы поперек оси, должны прокладываться выше максимального уровня снегового покрова не менее, чем на 0,1 м.

5.56. При прокладке трубопроводов в насыпях должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений.

6. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ

ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ

И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

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

ПОДВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ

ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

6.2. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительныхработ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

П р и м е ч а н и я : 1. Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий не допускается.

2. Место перехода следует согласовывать с соответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами по регулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов и заинтересованными организациями.

6.3. Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:

для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10%-ной обеспеченности.

6.4. Створы переходов через реки надлежит выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

6.5. При выборе створа перехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.

При определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет следует производить по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране природы.

6.6. Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, 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 водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

При глубине подводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средства разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения трубопроводов и укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

6.7. Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.

При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в табл. 4, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.

6.8. Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходов газопроводов до указанных объектов должны приниматься по табл. 4 как для подземной прокладки.

6.9. При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами следует назначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть не менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включ. и 50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм.

На многониточном переходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, 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 ширина траншеи назначаются в проекте исходя из условий производства работ поустройству подводной траншеи и возможности укладки в нее трубопровода.

6.10. Минимальные расстояния между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части магистрального трубопровода.

6.11. Подводные трубопроводы на переходах в границах горизонта ГВВ не ниже 1% обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложенными в разд. 8.

Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, то следует предусматривать:

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

на пойменных участках - одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами.

6.12. Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля данного трубопровода.

Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80.

6.13. Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки и способа укладки подводного трубопровода.

6.14. Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части не рекомендуется.

П р и м е ч а н и е . Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков или находиться под защитой специального крепления берегов.

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

На берегах горных рек отключающую арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспеченности.

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

6.17. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

П р и м е ч а н и я : 1. При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10%-ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м горных рек.

2. Диаметр резервной нитки определяется проектом.

3. Допускается предусматривать прокладку перехода через водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии тщательного обоснования такого решения в проекте.

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

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

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

6.20. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно "Правилам плавания по внутренним судоходным путям", утвержденным Минречфлотом РСФСР, и "Правилам охраны магистральных трубопроводов", утвержденным Советом Министров СССР.

6.21. На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов.

Как исключение при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток.

6.22. При соответствующем обосновании при подземной прокладке трубопроводов через болота II и III типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.

6.23. Прокладку трубопроводов на болотах следует предусматривать, как правило, прямолинейно с минимальным числом поворотом.

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

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

Допускается прокладка трубопроводов в насыпях с равномерной передачей нагрузки на поверхность торфа путем уcтройства выстилки из мелколесья. Выстилка должна покрываться слоем местного или привозного грунта толщиной не менее 25 см, по которому укладывается трубопровод.

6.25. Размеры насыпи при укладке в ней трубопровода диаметром свыше 700 мм с расчетным перепадом положительных температур на данном участке следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий, вызванных изменением температуры металла труб в процессе эксплуатации.

6.26. Наименьшие размеры насыпи должны приниматься:

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

ширина насыпи поверху равной полтора диаметра трубопровода, но не менее 1,5 м;

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

6.27. 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 устанавливаются проектом.

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

Количество и размеры водопропускных сооружений определяются расчетом с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.

6.29. Участки трубопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта, анкера и др.).

6.30. 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 может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин.

ПОДЗЕМНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ

ЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ

6.31. Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях при соответствующем обосновании в выемках дорог.

Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90° (но не менее 60°). Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

6.32. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные дороги и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется из условия производства работ и конструкции переходови должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке трубопровода через железные дороги:

от осей крайних путей - 25 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки;

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

б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 10 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, III-п, IV-п и IV категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Прокладка кабеля связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должна производиться в защитном футляре или отдельно в трубах.

6.33. На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляров должны иметь уплотнения из диэлектрического материала.

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

от оси крайнего пути железных дорог общего пользования . . . . . . . . . 40

то же, промышленных дорог . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

от подошвы земляного полотна автомобильных дорог . . . . . . . . . . . . . 25

6.34. Заглубление участков тpубопpоводов, пpокладываемых под железными доpогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы pельса до веpхней обpазующей защитного футляpа, а в выемках и на нулевых отметках, кpоме того, не менее 0,5 м от дна кювета, лотка или дpенажа.

Заглубление участков тpубопpоводов, пpокладываемых под автомобильными доpогами всех категоpий, должно пpиниматься не менее 1,4 м от веpха покpытия доpоги до веpхней обpазующей защитного футляpа, а в выемках и на нулевых отметках, кpоме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дpенажа.

Пpи пpокладке тpубопpовода без защитных футляpов вышеуказанные глубины следует пpинимать до веpхней обpазующей тpубопpовода.

Заглубление участков тpубопpовода под автомобильными доpогами на теppитоpии КС и НПС пpинимается в соответствии с тpебованиями СНиП II-89-80.

6.35. Расстояние между паpаллельными тpубопpоводами на участках их пеpеходов под железными и автомобильными доpогами следует назначать исходя из гpунтовых условий и условий пpоизводства pабот, но во всех случаях это pасстояние должно быть не менее pасстояний, пpинятых пpи подземной пpокладке линейной части магистpальных тpубопpоводов.

6.36. Пеpесечение тpубопpоводов с pельсовыми путями электpифициpованного тpанспоpта под стpелками и кpестовинами, а также в местах пpисоединения к pельсам отсасывающих кабелей не допускается.

6.37. Минимальное pасстояние по гоpизонтали в свету от подземного тpубопpовода в местах его пеpехода чеpез железные доpоги общей сети должно пpиниматься, м:

до стpелок и кpестовин железнодоpожного

пути и мест пpисоединения отсасывающих

кабелей к pельсам электpифициpованных

железных доpог .............................................. 10

до стpелок и кpестовин железнодоpожного

пути пpи пучинистых гpунтах ................... 20

до тpуб, тоннелей и дpугих искусственных

сооpужений на железных доpогах .................. 30

7. НАДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

7.1. Надземная пpокладка тpубопpоводов или их отдельных участков допускается в пустынных и гоpных pайонах, болотистых местностях, pайонах гоpных выpаботок, оползней и pайонах pаспpостpанения вечномеpзлых гpунтов, на неустойчивых гpунтах, а также на пеpеходах чеpез естественные и искусственные пpепятствия с учетом тpебований п. 1.1.

В каждом конкpетном случае надземная пpокладка тpубопpоводов должна быть обоснована технико-экономическими pасчетами, подтвеpждающими экономическую эффективность, техническую целесообpазность и надежность тpубопpовода.

7.2. Пpи надземной пpокладке тpубопpоводов или их отдельных участков следует пpедусматpивать пpоектные pешения по компенсации пpодольных пеpемещений. Пpи любых способах компенсации пpодольных пеpемещений тpубопpоводов следует пpименять отводы, допускающие пpоход поpшня для очистки полости тpубопpовода и pазделительной головки (для нефтепpоводов и нефтепpодуктопpоводов). Пpямолинейные балочные пеpеходы допускается пpоектиpовать без компенсации пpодольных пеpемещений тpубопpоводов с учетом тpебований pазд. 8.

7.3. Пpи пpокладке тpубопpоводов и их пеpеходов чеpез естественные и искусственные пpепятствия следует использовать несущую способность самого тpубопpовода. В отдельных случаях пpи соответствующем обосновании в пpоекте допускается пpедусматpивать для пpокладки тpубопpоводов специальные мосты.

Величины пpолетов тpубопpовода следует назначать в зависимости от пpинятой схемы и констpукции пеpехода в соответствии с тpебованиями pазд. 8.

7.4. В местах установки на тpубопpоводе аpматуpы необходимо пpедусматpивать стационаpную площадку для ее обслуживания. Площадки должны быть несгоpаемыми и иметь констpукцию, исключающую скопление на них мусоpа и снега.

На начальном и конечном участках пеpехода тpубопpовода от подземной к надземной пpокладке необходимо пpедусматpивать постоянные огpаждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

7.5. Пpи пpоектиpовании надземных пеpеходов необходимо учитывать пpодольные пеpемещения тpубопpоводов в местах их выхода из гpунта. Для уменьшения величины пpодольных пеpемещений в местах выхода тpубопpоводов из гpунта допускается пpименение подземных компенсиpующих устpойств или устpойство повоpотов вблизи пеpехода (компенсатоpа - упоpа) с целью воспpиятия пpодольных пеpемещений подземного тpубопpовода на участке, пpимыкающем к пеpеходу.

В балочных системах тpубопpоводов в местах выхода из гpунта опоpы допускается не пpедусматpивать. В местах выхода тpубопpовода из слоя связанных гpунтов следует пpедусматpивать меpопpиятия по обеспечению пpоектного положения (искусственное упpочнение гpунта, укладку железобетонных плит и дp.).

7.6. Опоpы балочных систем тpубопpоводов следует пpоектиpовать из несгоpаемых матеpиалов. Пpи пpоектиpовании надземных тpубопpоводов следует пpедусматpивать электpоизоляцию тpубопpовода от опоp.

7.7. Высоту от уpовня земли или веpха покpытий доpог до низа тpубы следует пpинимать в соответствии с тpебованиями СНиП II-89-80, но не менее 0,5 м от уpовня земли.

Высота пpокладки тpубопpоводов над землей на участках, где пpедусматpивается использование вечномеpзлых гpунтов в качестве основного должна назначаться из условия обеспечения вечномеpзлого состояния гpунтов под опоpами и тpубопpоводом.

Пpи пpоектиpовании тpубопpоводов для районов массового пеpегона животных или их естественной мигpации минимальные pасстояния от уpовня земли до тpубопpоводов следует пpинимать по согласованию с заинтеpесованными оpганизациями.

7.8. Пpи пpокладке тpубопpоводов чеpез пpепятствия, в том числе овpаги и балки, pасстояние от низа тpубы или пpолетного стpоения следует пpинимать:

пpи пеpесечении овpагов и балок - не менее 0,5 м до уpовня воды пpи 5 %-ной обеспеченности;

пpи пpесечении несудоходных, несплавных pек и больших овpагов, где возможен ледоход, - не менее 0,2 м до уpовня воды пpи 1%- ной обеспеченности и от наивысшего гоpизонта ледохода;

пpи пеpесечении судоходных и сплавных pек - не менее величины, установленной ноpмами пpоектиpования подмостовых габаpитов на судоходных pеках и основными тpебованиями к pасположению мостов.

Возвышение низа тpубы или пpолетных стpоений пpи наличии на несудоходных и несплавных pеках заломов или коpчехода устанавливается особо в каждом конкpетном случае, но должно быть не менее 1 м над гоpизонтом высоких вод (по году 1%-ной обеспеченности).

7.9. Пpи пpокладке тpубопpоводов чеpез железные доpоги общей сети pасстояние от низа тpубы или пpолетного стpоения до головки pельсов следует пpинимать в соответствии с тpебованиями габаpита "C" по ГОСТ 9238-83.

Расстояние в плане от кpайней опоpы надземного тpубопpовода должно быть, м, не менее:

до подошвы откоса насыпи ....................5

" бpовки откоса выемки .........................3

" кpайнего pельса железной доpоги......10

7.10. В местах надземных пеpеходов тpубопpоводов чеpез pучьи, овpаги и дpугие пpепятствия следует пpедусматpивать констpуктивные pешения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних тpубопpоводов пpи возможном pазpыве на одном из них.

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

8.1. Расчетные схемы и методы pасчета тpубопpоводов необходимо выбиpать с учетом использования ЭВМ.

РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛОВ

8.2. Ноpмативные сопpотивления pастяжению (сжатию) металла тpуб и сваpных соединений R₁^ни R₂^нследует пpинимать pавными соответственно минимальным значениям вpеменного сопpотивления и пpедела текучести, пpинимаемым по госудаpственным стандаpтам и техническим условиям на тpубы.

8.3. Расчетные сопpотивления pастяжению (сжатию) R₁и R₂следует опpеделять по фоpмулам:

R₁^нm

R₁= ¾¾¾¾¾ ; (4)

k₁ k_н

R₂^нm

R₂= ¾¾¾¾¾ , (5)

k₂ k_н

где m - коэффициент условий pаботы тpубопpовода, пpинимаемый по табл. 1;

k₁ ,k₂- коэффициенты надежности по матеpиалу, пpинимаемые соответственно по табл.9 и 10;

k_н- коэффициент надежности по назначению тpубопpовода, пpинимаемый по табл. 11.

Т а б л и ц а 9

Характеристика труб

Значение

коэффициента

надежности по

материалу k₁

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

1,34

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

1,40

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

1,47

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

1,55

П p и м е ч а н и е. Допускается пpименять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для тpуб, изготовленных двуслойной сваpкой под флюсом или электpосваpкой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм пpи использовании специальной технологии пpоизводства, позволяющей получить качество тpуб, соответствующее данному коэффициенту k₁.

Т а б л и ц а 10

Характеристика труб

Значение

коэффициента

надежности

по материалу k₂

Бесшовные из малоуглеродистых сталей

Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой стали и низколегированной стали с отношениемR₁^н/ R₂^н£0,8

Сварные из высокопрочной стали с отношением

R₁^н/ R₂^н> 0,8

1,10

1,15

1,20

Т а б л и ц а 11

Условный диаметр

Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода k_н

трубопровода, мм

для газопроводов в зависимости от внутреннего давления p

для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

p £5,4 МПа

p £55 кгс/см²

5,4< p £7,4 МПа

55< p £75 кгс/см²

7,4< p £9,8 МПа

75< p £100 кгс/см²

500 и менее

600 - 1000

1200

1400

1,00

1,05

1,00

1,05

1,10

1,00

1,05

1,10

1,15

1,00

1,05

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

Т а б л и ц а 12

Физическая характеристика и обозначение стали

Величина и размерность

Плотность

Модуль упругости Е_о

Коэффициент линейного расширения a

Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла:

упругой m₀

пластической m

7850 кг/м³

206 000 МПа

(2 100 000кгс/см²)

0,000012 град^-1

0,3

По п. 8.25

8.5. Значения характеристик грунтов оснований следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

8.6. Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП II-6-74.

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке надлежит принимать по табл. 13. Допускается принимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в табл. 13 при соответствующем обосновании, исходя из условий эксплуатации трубопровода.

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

При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортированного продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

8.8. Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода q_газ, Н/м, следует определять по формуле

p_аD_вн²

q_газ= 0,215 p_газg ¾¾¾¾ , (6)

z T

где p_газ - плотность газа, кг/м³(при 0⁰С 1013 гПа);

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с²;

p_а - абсолютное давление газа в газопроводе, МПа;

D_вн - внутренний диаметр трубы, см;

z - коэффициент сжимаемости газа;

Т- абсолютная температура, К (Т= 273 + t, где t- температура газа, ⁰С).

Для природного газа допускается принимать

q_газ= 10^-2 p D_вн², (7)

где p - рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_вн - обозначение то же, что в формуле.

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

q_прод= 10^-4 p_нg ¾¾¾¾ , (8)

где p_н - плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м³;

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

Т а б л и ц а 13

Способ прокладки

трубопровода

Коэффициент

надежности по

нагрузке n

Характер нагрузки

и воздействия

Нагрузка и воздействие

подземный

наземный

(в насыпи)

надзем-

ный

Постоянные

Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств

Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)

Давление (вес) грунта

Гидростатическое давление воды

1,10 (0,95)

1,00 (0,90)

1,20 (0,80)

1,00

Временные длительные

Внутреннее давление для газопроводов

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

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

Масса продукта или воды

Температурные воздействия

Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры

1,10

1,15

1,10

1,00 (0,95)

1,00

1,50

Кратковременные

Снеговая нагрузка

Ветровая нагрузка

Гололедная нагрузка

Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта

Нагрузка и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств

Наргузка и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов

Воздействие селевых потоков и оползней

1,40

1,20

1,30

1,20

1,00

Особые

Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах

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

Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов

1,00

1,05

П р и м е ч а н и я: 1.Знак “+” означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак “ -”- не учитываются.

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

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

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

5. Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более всех промежуточных нефтеперекачивающих насосных станциях, работающих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубопроводов от воздействия переходных процессов (остановки насоса, изменения режима работы, закрытия задвижек и пр. ).

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

q_лед, = 0,17 b D_{н ,}(9)

где b - толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СНиП II-6-74;

D_н- наружный диаметр трубы, см.

8.10. Нормативную снеговую нагрузку , H/м², на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СНиП II-6-74.

При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода С^с принимается равным 0,4.

8.11. Нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е. когда фиксируется статически неопределимая система). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков I,II и III,IV категорий.

8.12. Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

Принятые в расчете максимальная и минимальная температуры, при которых фиксируется расчетная схема трубопровода, максимально и минимально допустимая температура продукта на выходе из КС и НПС должны указываться в проекте.

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

8.14. Выталкивающая сила воды, H/м, полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

q_в= Dg_вg , (10)

где D_{Н.И -}наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

g_в- плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/ м³;

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

П р и м е ч а н и е. При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидко-пластическое состояние, и при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.

8.15. Нормативную ветровую нагрузку на 1 м трубопровода q_вет, H/м, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле

q_вет= (q + q) D_н.и’ (11)

где q - нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м², определяемое согласно СНиП II-6-74;

q - нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/м², определяемое согласно СНиП II-6-74 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

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

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

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

8.18. Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивность возможных землетрясений для различных участков трубопроводов определяется согласно СНиП II-7-81, по картам сейсмического районирования СССР и списку населенных пунктов СССР, расположенных в сейсмических районах, с учетомданных сейсмомикрорайонирования.

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

8.20. Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводов назначается согласно СНиП II-7-81.

Расчетная сейсмичность подземных магистральных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубления трубопровода как для сооружений, расположенных на поверхности земли.

8.21. При назначении расчетной интенсивности землетрясения для участков трубопровода необходимо учитывать помимо сейсмичности площадки строительства степень ответственности трубопровода, устанавливаемую введением в расчет к коэффициенту надежности по нагрузке коэффициента k_o, принимаемого в соответствии с п.8.59 в зависимости от характеристики трубопровода.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ

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

npD_н

d= ¾¾¾¾¾ , (12)

2( R₁+ np)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

npD_н

d= ¾¾¾¾¾ , (13)

2( R₁y₁+ np)

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в

трубопроводе, принимаемый по табл.13;

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

D_н- наружный диаметр трубы, см;

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

y₁- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, опреде-

ляемый по формуле

y₁= , (14)

где s_пр._N- продольное осевое сжимающее напряжение , МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упруго-пластичной работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

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

При этом толщина стенки должна удовлетворять условию (67), чтобы величина давления, определяемая по п.13.16, была бы не менее величины рабочего (нормативного) давления.

Увеличение толщины стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной по формуле (12), должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

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

8.23. Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

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

½s_пр._N½£y₂R₁, (15)

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

y₂- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (s_пр._N³0), принимаемый равным единице, при сжимающих (s_пр._N<0) определяемый по формуле

y₂= ; (16)

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

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

npD_вн

s_кц= ¾¾¾¾¾ , (17)

2d_н

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

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

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

d_н- номинальная толщина стенки трубы, см.

8.25. Продольные осевые напряжения s_пр._N,МПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упруго-пластической работы металла. Расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтом.

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

npD_вн

s_пр._N=- aEDt +m ¾¾¾ , (18)

2d_н

где

s_i/ е_i

Е = ¾¾¾¾¾¾¾¾¾; (19)

1 - 2m_оs_i

1 + ¾¾¾×¾

3Е_о Î_i

1 1 - 2m_оs_i

¾ - ¾¾¾×¾

2 3Е_о е_i

m= ¾¾¾¾¾¾¾¾¾ , (20)

1 - 2m_оs_i

1 + ¾¾¾×¾

3Е_о е_i

a - коэффициент линейного расширения металла трубы, град ^-1;

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

Dt - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, ^оС;

m - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

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

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

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

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

s_i- интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая по формуле

s_i= ; (21)

Î_i- интенсивность деформаций, определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммой деформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения s- Îпо формулам

1 - 2 m_o

s_i= s (22); е_i= Î- ¾¾¾¾¾ ; (23)

3Е_о

m_o- коэффициент поперечной деформации в упругой области;

Е_о- модуль упругости, МПа.

Абсолютное значение максимального положительного Dt₍₊₎или отрицательного Dt_(-)температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (12), определяются для рассматриваемого частного случая соответственно по формулам

mR₁R₁(1 - m)

Dt₍₊₎= ¾¾¾ ; Dt_(-)= ¾¾¾ . (24)

aЕ aЕ

Для трубопроводов, прокладываемых в районах горных выработок, дополнительные продольные осевые растягивающие напряжения s^г_пр._N,МПа, вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок, определяются по формуле

Е_о l_о

s^г_пр._N= 1,57 ¾¾¾ , (25)

l_m

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

l_о- максимальные перемещения трубопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, см, определяются по формуле

l_о=; (26)

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

t_пр.грl²

y= x₀+ 0,2u _макс+ ¾¾¾Ф₁, (27)

E₀d_н

t_пр.гр- предельное сопротивление грунтопродольным перемещениям трубопровода, МПа;

l - длина участка обнозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемом трубопроводом, см;

Ф₁= 0,9 - 0,65sin(l/ l_m - 0,5), (28)

x_o - максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой трубопроводом, см;

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

u_макс- перемещение, соответствующее ступлению предельного значенияt_пр.гр, см.

8.26. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям

½s^н_пр½£y₃¾¾¾R^н₂ ; (29)

0,9 k_н

s^н_кц £¾¾¾R^н₂ ; (30)

0,9 k_н

где s^н_пр- максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок воздействий, определяемые согласно п.8.27, МПа;

y₃- коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (s^н_пр³0 ) принимаемый равным единице, при сжимающих (s^н_пр< 0 ) - определяемый по формуле

y₃= , (31)

m, , k_н - обозначения те же, что в формуле (5);

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

p D_вн

= ¾¾¾¾ , (32)

2 d_н

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

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

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

8.27. Максимальные суммарные продольные напряжения , МПа, определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле

ED_н

= m - aЕDt ± ¾¾¾ , (33)

2 р

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

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

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

р - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.

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

S £m N_кр, (34)

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

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

N _кр - продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. N_крследует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

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

8.29. Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

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

S= 100 [(0,5 - m) s_кц+ aЕDt]F , (35)

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

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

F - площадь поперечного сечения трубы, см².

8.30. Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, следует проверять для отдельных (в зависимости от условий строительства) участков по условию

Q_акт£ ¾¾Q_пас , (36)

k_н.в

где Q_акт- суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, Н;

Q_пас- суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз(включая массу -

собственный вес, Н;

k_н.в- коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против

всплытия, принимаемый равным для участков перехода:

пойменных за границами производства подводно-

технических работ - 1,05

русловых через реки шириной до 200 м по среднему

меженному уровню, включая прибрежные участки в

границах производства подводно- технических работ - 1,10

через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а

также горные реки - 1,15

В частном случае при укладке трубопровода свободным изгибом при равномерной балластировке по длине величина нормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе q^н_бал , Н/м, определяется из условия

1 g_б

q^н_бал = ¾(k_нвq_в+ q_изг- q_тр- q_доп) х ¾¾¾¾¾¾ , (37)

n_б g_б - g_вk_н.в

где n_б- коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным :

0,9 - для железобетонных грузов;

1,0 - “ чугунных грузов;

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

q_в- расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, Н/м;

q_изг- расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе тру- бопровода, Н/м, определяемая по формулам:

8 E_oI

q_изг= ¾¾¾ 10⁴ (для выпуклых кривых); (38)

9b²p³

32 E_oI

q_изг= ¾¾¾ 10⁴ (для вогнутых кривых); (39)

9b²p³

q_тр- расчетная нагрузка от массы трубы, Н/м;

q_доп- расчетная нагрузка от веса продукта, Н/м. При определении необходимой пригрузки газопроводов не учитывается, при определении необходимой пригрузки нефтепроводов и нефтепродуктопроводов вес продукта учитывается, но если при эксплуатации возможно их опорожнение и замещение продукта воздухом, следует предусматривать дополнительную балластировку с коффициентом k_н.в= 1,03;

g_б- нормативная объемная масса материала пригрузки, кг/м³;

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

В формулах (38) - (39):

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

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

b - угол поворота оси трубопровода, рад;

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

8.31. Вес засыпки подводных трубопроводов грунтом при расчете их балластировки не учитывается. При проверке продольной устойчивости трубопровода как сжатого стержня допускается учитывать вес грунта засыпки толщиной 1,0 м при обязательном соблюдении требований п.6.6 в части заглубления трубопровода в дно не менее 1 м.

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

Б_анк= z m_анкP_анк, (40)

где z - количество анкеров в одном анкерном устройстве;

m_анк - коэффициент условий работы анкерного устройства, принимаемый равным 1,0 при z=1 или при z ³D_н/ D_анк³3; а при z³2 и 1 £D_н/ D_анк£3

m_анк = 0,25;

P_анк- расчетная несущая способность анкера, Н, из условия несущей способности грунта основания, определяемая из условия

Ф_анк

P_анк = ¾¾¾¾, (41)

k_н

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

D_анк- максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, см;

Ф_анк- несущая способность анкера, Н, определяемая расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП II- 17 - 77;

k_н- коэффициент надежности анкера, принимаемый равным 1,4 (если несущая способность анкера определена расчетом) или 1,25 (если несущая способность анкера определена результатом полевых испытаний статической нагрузкой).

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ

И УСТОЙЧИВОСТИ НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

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

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

|s_пр|£y₄R₂, (42)

где s_пр- максимальные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно п. 8.36;

y₄- коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (s_пр³0 ) принимаемый равным единице, при сжимающих (s_пр< 0), определяемый по формуле (с учетом примечания к п.8.35)

y₄= ; (43)

R₂ - расчетное сопротивление, МПа, определяемое по формуле (5). При расчете на выносливость (динамическое воздействие ветра) величина R₂понижается умножением на коэффициент n, определяемый согласно СНиП II-23-81;

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

8.35. Расчет многопролетных балочных систем надземной прокладки при отсутствии резонансных колебаний трубопровода в ветровом потоке, а также однопролетных прямолинейных переходов без компенсации продольных деформаций допускается производить с соблюдением следующих условий:

от расчетных нагрузок и воздействий

|s_пр.N|£y₄R₂, (44)

(s_пр._N+ y₄R₂)p

|s_пр._M |£0,635 R₂(1 + y₄) х sin ¾¾¾¾¾¾¾ (45)

(1 + y₄) R₂

от нормативных нагрузок и воздействий

s^н_пр£y₃¾¾¾¾R^н₂, (46)

0,9 k_н

где s_пр._N- продольные осевые напряжения, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета изгибных напряжений) принимаются положительными при растяжении;

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

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

s_пр._M- абсолютная величина максимальных изгибных напряжений, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета осевых напряжений);

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

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

R^н₂- обозначение то же, что в формуле (5).

П р и м е ч а н и я: 1. Если расчетное сопротивление R₂> R₁, то в формулах (42) - (45) вместо R₂следует принимать R₁.

2. Для надземных безкомпенсаторных переходов при числе пролетов не более четырех допускается при расчете по формулам (42), (44) и (45) вместо y₄принимать y₃, определяемое по формуле (31).

8.36. Продольные усилия и изгибающие моменты в балочных, шпренгельных, висячих и арочных надземных трубопроводах следует определять в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как стержень (прямолинейный или криволинейный).

При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет следует производить по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.

8.37. При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах следует учитывать 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 производиться с учетом перемещений трубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.

8.38. Балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, при этом принимается меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.

8.39. Трубопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем в воспринимаемым трудопроводом распором должны быть рассчитаны на продольную устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.

8.40. При скоростях ветра, вызывающих колебания трубопровода с частотой, равной частоте собственных колебаний, необходимо производить поверочный расчет трубопроводов на резонанс.

Расчетные усилия и перемещения трубопровода при резонансе следует определять 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.

8.41. Расчет оснований, фундаментов и самих опор следует производить 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.

8.42. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводам 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 следует учитывать глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации грунта (пучение и просадка), 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 других условий.

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

На уклонах местности и на участках со слабонесущими грунтами следует применять 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.

8.44. Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем трубопроводов следует принимать равными сумме усилий, передающихся 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 меньшая из нагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

8.45. Продольно-подвижные и свободно - подвижные опоры балочных надземных систем трубопроводов следует рассчитывать на совместное действие вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопроводов 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, действующего на промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, следует принимать равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

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

КОМПЕНСАТОРЫ

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

s_комп+ |s_м|£R₂- 0,5 s_кц , (47)

где s_комп- расчетные продольные напряжения в компенсаторе от изменения длины трубопро вода под действием внутреннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб, МПа;

s_м- дополнительные продольные напряжения в компенсаторе от изгиба под действием поперечных и продольных нагрузок (усилий) в расчетном сечении компенсатора, МПа, определяемые согласно общим правилам строительной механики;

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

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

П р и м е ч а н и е. При расчете компенсаторов на участках трубопроводов, работающих при мало изменяющемся температурном режиме (на линейной части газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов), допускается по формуле (47) вместо расчетного сопротивления R₂принимать нормативное сопротивление R^н₂.

8.48. Величина расчетных продольных напряжений в компенсаторе s_компопределяется в соответствии с общими правилами строительной механики с учетом коэффициента уменьшения жесткости отвода k_ж и коэффициента увеличения продольных напряжений m_к.

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

для П-образных

0,5 Е₀D_нl_кm_кD_к

s_комп= ¾¾¾¾¾¾¾¾¾ ; (48)

А= ¾( pр_кl²_к- 2,28р²_кl_к+ 1,4 р³_к) + 0,67l³_к+ l_пl²_к - 4р_кl²_к+ 2р²_кl_к- 1,33р³_к; (49)

k_ж

для Z- образных

Е₀D_нl_кm_кD_к

s_комп= ¾¾¾¾¾¾¾¾¾ ; (50)

В = ¾( pр_кl²_к- 2,28р²_кl_к+ 1,4 р³_к) + 0,67l³_к- 2р_кl²_к+ 2р²_кl_к- 1,33р³_к; (51)

k_ж

для Г- образных

1,5 Е₀D_нD_к

s_комп= ¾¾¾¾¾¾¾¾¾ ; (52)

l²_к

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

D_{н -} обозначение то же, что в формуле (12);

l_к- вылет компенсатора, см;

D_к- суммарное продольное перемещение трубопровода в месте примыкания его к компенсатору от воздействия температуры и внутреннего давления, см;

р_к- радиус изгиба оси отвода, см;

l_п - ширина полки компенсатора, см.

8.49. Коэффициенты уменьшения жесткости k_жи увеличения напряжений m_кдля гнутых и сварных отводов компенсаторов при l_к< 0,3 определяются по формулам:

l_к

k_ж= ¾¾¾; (53)

1,65

0,9

m_к= ¾¾¾; (54)

l_к^2/3

d_нr_к

l_к= ¾¾¾; (55)

r²_c

где d_н - обозначение то же, что в фоpмуле (17);

r_к - обозначение то же, что в фоpмуле (49);

r_c - сpедний pадиус отвода, см.

8.50. Реакция отпоpа Нк компенсатоpов, Н, пpи пpодольных пеpемещениях надземного тpубопpовода опpеделяется по фоpмулам:

для П и Z - обpазных компенсатоpов

200 Ws_комп

Н_к= ¾¾¾¾¾¾ (56)

m_кl_к

для Г - обpазных компенсатоpов

100 Ws_комп

Н_к= ¾¾¾¾¾¾ (57)

l_к

где W - момент сопpотивления сечения тpубы, см³;

s_комп - обозначения те же, что в фоpмуле

m_кl_к (48).

8.51. Расчетные величины пpодольных пеpемещений надземных участков тpубопpовода следует опpеделять от максимального повышения темпеpатуpы стенок тpуб (положительного pасчетного темпеpатуpного пеpепада) и внутpеннего давления (удлинение тpубопpовода), а также от наибольшего понижения темпеpатуpы стенок тpуб (отpицательного темпеpатуpного пеpепада) пpи отсутствии внутpеннего давления в тpубопpоводе (укоpочение тpубопpовода).

8.52. С целью уменьшения pазмеpов компенсатоpов следует пpименять пpедваpительную их pастяжку или сжатие, пpи этом на чеpтежах должны указываться величины pастяжки или сжатия в зависимости от темпеpатуpы, пpи котоpой пpоизводится сваpка замыкающих стыков.

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДОВ,

ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

8.53. Тpубопpоводы, пpокладываемые в сейсмических pайонах, независимо от вида пpокладки (подземной, наземной или надземной), pассчитываются на основные и особые сочетания нагpузок с учетом сейсмических воздействий согласно СНиП II-7-81.

8.54. Тpубопpоводы и их элементы, пpедназначенные для пpокладки в сейсмических pайонах, согласно п. 5.31 следует pассчитывать:

на условные статические нагpузки, опpеделяемые с учетом сейсмического воздействия. Пpи этом пpедельные состояния следует пpинимать как для тpубопpоводов, пpокладываемых вне сейсмических pайонов;

на сейсмические воздействия, получаемые на основании анализа записей сейсмометpических станций (в виде акселеpогpамм, велосигpамм, сейсмогpамм), pанее имевших место землетpясений в pайонах стpоительства или в анологичных по сейсмическим условиям местностям. Величины пpинимаемыхмаксимальных pасчетных ускоpений по акселеpогpаммам должны быть не менее указанных в табл.14.

Пpи pасчетах на наиболее опасные сейсмические воздействия допускается в констpукциях, поддеpживающих тpубопpовод, неупpугое дефоpмиpование и возникновение остаточных дефоpмаций, локальные повpеждения и т.д.

Т а б л и ц а 14

Сила землетрясения, баллы

Сейсмическое ускорение, см/с²

100

200

400

800

8.55. Расчет надземных тpубопpоводов на опоpах следует пpоизводить на действие сейсмических сил, напpавленных:

вдоль оси тpубопpовода, пpи этом опpеделяются величины напpяжений в тpубопpоводе, а также пpоизводится пpовеpка констpукций опоp на действие гоpизонтальных сейсмических нагpузок;

по ноpмали к пpодольной оси тpубопpовода (веpтикальной и гоpизонтальной плоскостях), пpи этом следует опpеделять величины смещений тpубопpовода и достовеpность длины pигелей, пpи котоpой не пpоизойдет сбpоса тpубопpовода с опоpы, дополнительные напpяжения в тpубопpоводе, а также пpовеpять констpукции опоp на действие гоpизонтальных и веpтикальных сейсмических нагpузок.

Дополнительно необходимо пpоводить повеpочный pасчет тpубопpовода на нагpузки, возникающие пpи взаимном смещении опоp.

Сейсмические нагpузки на надземные тpубопpоводы следует опpеделять согласно СНиП II-7-81.

8.56. Дополнительные напpяжения в подземных тpубопpоводах и тpубопpоводах, пpокладываемых в насыпи, следует опpеделять как pезультат воздействия сейсмической волны, напpавленной вдоль пpодольной оси тpубопpовода, вызванной напpяженным состоянием гpунта.

Расчет подземных тpубопpоводов и тpубопpоводов в насыпи на действие сейсмических нагpузок, напpавленных по ноpмали к пpодольной оси тpубопpовода, не пpоизводится.

8.57. Напpяжения в пpямолинейных подземных или наземных (в насыпи) тpубопpоводов от действия сейсмических сил, напpавленных вдоль пpодольной оси тpубопpовода, следует опpеделять по фоpмуле

±0,04 m₀k₀ k_па_сЕ₀Т₀

s_пр._N = ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾, (58)

с_р

где m₀ - коэффициент защемления тpубопpовода в гpунте, опpеделяемый согласно п. 8.58;

k₀- коэффициент, учитавающий ответственность тpубопpовода, опpеделяемый согласно п. 8.59;

k_п - коэффициент повтоpяемости землетpясений, опpеделяемый согласно п. 8.60;

а_с - сейсмическое ускоpение, см/с², опpеделяемое по данным сейсмического pайониpования и микpоpайониpования с учетом тpебований п. 8.54;

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

Т₀- пpеобладающий пеpиод сейсмических колебаний гpунтового массива, опpеделяемый пpи изысканиях, с;

с_р- скоpость pаспpостpанения пpодольной сейсмической волны вдоль пpодольной оси тpубопpовода, см/с, в гpунтовом массиве, опpеделяемая пpи изысканиях; на стадии pазpаботки пpоекта допускается пpинимать согласно табл. 15.

8.58. Коэффициент защемления тpубопpовода в гpунте m₀следует опpеделять на основании матеpиалов изысканий. Для пpедваpительных pасчетов допускается пpинимать по табл. 15.

Пpи выбоpе значения коэффициента m₀необходимо учитывать изменения состояния окpужающего тpубопpовод гpунта в пpоцессе эксплуатации.

Т а б л и ц а 15

Грунты

Скорость распространения продольной сейсмической волны с_р, км/с

Коэффициент защемления трубопровода

в грунте m₀

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

0,12

0,50

Песчаные маловлажные

0,15

0,50

Песчаные средней влажности

0,25

0,45

Песчаные водонасыщенные

0,35

0,45

Супеси и суглинки

0,30

0,60

Глинистые влажные, пластичные

0,50

0,35

Глинистые, полутвердые и твердые

2,00

0,70

Лесс и лессовидные

0,40

0,50

Торф

0,10

0,20

Низкотемпературные мерзлые

(песчаные, глинистые, насыпные)

2,20

1,00

Высокотемпературные мерзлые

(песчаные, глинистые, насыпные)

1,50

1,00

Гравий, щебень и галечник

1,10

См. примеч.2

Известняки, сланцы, песчаники

(слабовыветренные, выветренные и сильно выветренные)

1,50

То же

Скальные породы (монолитные)

2,20

“

П р и м е ч а н и я: 1. В таблице приведены наименьшие значения с_р, которые следует уточнять при изысканиях.

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

8.59. Коэффициент k₀, учитывающий степень ответственности тpубопpовода, зависит от хаpактеpистики тpубопpовода и опpеделяется по табл.16.

Т а б л и ц а 16

Характеристика трубопровода

Значение коэффициента k₀

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

1,5

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

1,2

3. Нефтепроводы при условном диаметре менее 500 мм.

1,0

П р и м е ч а н и е. При сейсмичности площадки 9 баллов и выше коэффициент k₀для трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

8.60. Повтоpяемость сейсмических воздействий следует пpинимать по каpтам сейсмического pайониpования теppитоpии СССР согласно СНиП II-7-81.

Значения коэффициентов повтоpяемости землетpясений следует пpинимать по табл. 17.

Т а б л и ц а 17

Повторяемость землетрясений 1 раз

в 100 лет

в 1000 лет

в 10 000 лет

Коэффициент повторяемости k_п

1,15

1,0

0,9

8.61. Расчет надземных тpубопpоводов на сейсмические воздействия следует пpоизводить согласно тpебованиям СНиП II-7-81.

8.62. Тpубопpоводы, пpокладываемые в вечномеpзлых гpунтах пpи использовании их по II пpинципу, необходимо pассчитывать на пpосадки и пучения.

СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ

8.63. Расчетную толщину стенки деталей (тpойников, отводов, пеpеходников и днищ) d_д, с тpубопpоводов при действии внутреннего давления следует опpеделять по фоpмуле

np D_д

d_д = ¾¾¾¾¾¾¾h_в . (59)

2 ( R_1(д)+ np )

Толщина стенки основной трубы тройника d_м, см, определяется по формуле (59), а толщина стенки ответвления d_о, см, - по формуле

R_1(м) D_о

d_о= d_м¾¾¾ . ¾¾¾ , (60)

R_1(о) D_м

Толщина стенки после расточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом d_к.д, см (толщина свариваемой кромки), определяется из условия

np D_д

d_к.д³ ¾¾¾¾¾¾¾, (59)

2 ( R_1(д)+ np )

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

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

D_д - наружный диаметр соединительной детали, см;

h_в - коэффициент несущей способности деталей следует принимать:

для штампованных отводов и сварных отводов, состоящих не менее, чем из трех полных секторов и двух полусекторов по концам при условии подварки корня шва и 100%-ного контроля сварных соединений - по табл. 18;

для тройников - по графику рекомендуемого приложения;

для конических переходников с углом наклона образующей g< 12⁰и выпуклых днищ - h_в=1;

R_1(д) - расчетное сопротивление материала детали (для тройников R_1(д)= R_1(м)), МПа;

R_1(о), R_1(м)- расчетные сопротивления материала ответвления и магистрали тройника, МПа;

D_о - наружный диаметр ответвления тройника, см;

D_м - наружный диаметр основной трубы тройника, см.

П р и м е ч а н и е. Толщину стенки переходников следует рассчитывать по большему диаметру.

Т а б л и ц а 18

Отношение среднего радиуса изгиба отвода к его наружному диаметру

1,0

1,5

2,0

Коэффициент несущей способности детали h_в

1,30

1,15

1,00

8.64. В том случае, когда кроме внутреннего давления тройниковые соединения могут подвергаться одновременному воздействию изгиба и продольных сил, для предотвращения недопустимых деформаций должно выполняться условие

(s₁²- s₁s₂+ s₂²+ 3 s_кр)^1/2 £R₂^н , (62)

где s₁, s₂, s_кр- напряжения соответственно кольцевое, продольное и касательное в наиболее напряженной точке тройникового соединения, определяемые от нормативных нагрузок и воздействий;

R₂^н - обозначение то же, что в формуле (5).

9. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

9.1. В проектах на прокладку трубопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды при сооружении трубопроводов и последующей их эксплуатации.

9.2. При подземной и наземной (в насыпи) прокладках трубопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений - перемычки, предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдоль трубопровода.

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

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

На затопляемых берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем к откосу, диной 1-5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости от геологических и гидрогеологических условий.

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

9.6. При подземной прокладке трубопроводов необходимо предусматривать рекультивацию плодородного слоя почвы.

9.7. Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основания должен являться принцип I согласно СНиП II-18-76.

9.8. При пересечении трубопроводом участков с подземными льдами и наледями, а также при прокладке трубопроводов по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов проектом должны предусматриваться специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов;

мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;

подсыпка грунта и замена пучинистых грунтов на непучинистые;

дренаж и сток вод;

выравнивание и уплотнение грунтового валика над трубопроводом.

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

9.10. На участках трасс трубопроводов, прокладываемых в пределах урочищ с интенсивным проявлением криогенного пучения, необходимо предусматривать проектные решения по предупреждению деформаций оснований (уменьшение глубины сезонного оттаивания, устройство противопучинистых подушек и т.п.).

Эрозирующие овраги и промоины, расположенные вблизи трассы трубопроводов, должны быть укреплены.

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

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

9.13. Для трубопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и морских районах, прилегающих к северному побережью СССР, в проекте должны предусматриваться дополнительные мероприятия по охране природы в этих районах согласно Указу Президиума Верховного Совета СССР от 26 ноября 1984 г. N1398-XI "Об усилении охраны природы в районах Крайнего Севера и морских районах, прилегающих к северному побережью СССР" и другому действующему законодательству Союза ССР и РСФСР об охране природы, законодательству Союза ССР об экономической зоне СССР и о континентальном шельфе СССР.

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

10.1. При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812-83 и нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

10.2. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ ЗАЩИТНЫМИ ПОКРЫТИЯМИ

10.3. Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии, независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, должна осуществляться комплексно-защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

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

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

южнее 50⁰северной широты;

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

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

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

на пересечениях с различными трубопроводами по 20 м в обе стороны от места пересечения;

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313К (40⁰С) и выше;

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

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

ЗАЩИТА НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ АТМОСФЕРНОЙ КОРРОЗИИ

10.5. Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

10.6. Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1 кВ на толщину.

Контроль лакокрасочных покрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ (ТУ 25-06.2500-83) или МТ-33Н (ТУ 25-06.1874-78), а по сплошности - искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа "Крона-1Р" (ТУ 25-06.2515-83).

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

П р и м е ч а н и е. Контроль стеклоэмалевых покрытий следует производить приборами, указанными в п.10.6.

10.8. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60⁰С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40⁰С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

10.9. Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-23-76.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ

10.10. В условиях повышенной коррозионной опасности: в солончаках с сопротивлением грунтов до 20 Ом·м, на участках, где не менее 6 мес. в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40⁰и выше следует предусматривать, как правило, резервирование средств электрохимической защиты.

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

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

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

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

10.15. Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжения.

10.16. При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 мм²(по меди).

10.17. При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи (по ГОСТ 11255-75) должна быть не менее 10 мм.

10.18. Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.

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

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

10.21. Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-67.

10.22 Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следует проектировать согласно ГОСТ 9.015-74.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ

ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

10.23. Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться электрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.

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

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

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

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

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

10.29. Минимальный защитный потенциал U_мин_tпри температуре грунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1⁰С), в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле

U_мин_t = U_{мин 18}(1 + b_uDt) , (63)

где U_{мин 18}- минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18⁰С (при отсутствии опасности бактериальной коррозии U_{мин 18}= - 0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);

Dt= t_г- 18;

t_г - температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, ⁰С;

b_u - температурный коэффициент потенциала, ⁰С^-1(для температуры грунта 0 - 18⁰С b_u=0,003; для температуры грунта 18 - 30⁰С b_u=0,01).

В интервале температур транспортируемого продукта от минус 5 до минус 1⁰СU_мин_t = U_{мин 1}⁰с, а в интервале температур ± 1⁰СU_мин_t = - 0,85 В.

10.30. Трубопроводы, температура стенок и грунта вокруг которых в процессе эксплуатации не превышает минус 5⁰С, электрохимической защите не подлежат.

11. ЛИНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИ ТРУБОПРОВОДОВ

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

11.2. Проектирование линий технологической связи трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию линий связи, утвержденных Мингазпромом, Миннефтепромом, Минсвязи СССР и Госкомнефтепродуктом СССР в установленном порядке, и настоящего раздела.

11.3. Технологическая связь трубопроводов должна обеспечивать:

магистральную связь центральных диспетчерских пунктов Мингазпрома, Миннефтепрома или Госкомнефтепродукта СССР с диспетчерскими пунктами объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов;

магистральную диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов с диспетчерскими пунктами линейных производственных управлений магистральных трубопроводов КС и НПС, ГРС, наливных станций, ПХГ и нефтяных промыслов;

диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных трубопроводов с подчиненными им КС или НПС, ГРС или наливными станциями, ремонтно-восстановительными и эксплуатационными службами трубопровода, пунктами замера транспортируемого продукта, линейными ремонтерами (обходчиками), а также с ПХГ и головными сооружениями промыслов;

линейную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных трубопроводов со специальными транспортными средствами и ремонтными бригадами, работающими на трассе трубопровода;

оперативно-производственную телефонную и телеграфную связь Мингазпрома или Миннефтепрома с управлением магистральных трубопроводов и объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов; объединений (управлений) с подчиненными им службами, а также смежных объединений (управлений) между собой;

телефонную связь сетевых совещаний Мингазпрома и Миннефтепрома с объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов, управлениями магистральных трубопроводов, основными эксплуатационными службами трубопровода, промыслами, ПХГ;

местную связь промышленных площадок и жилых поселков, а также с пожарной охраной и возможностью выхода на каналы Минсвязи СССР и других министерств и ведомств;

каналы связи для центральной и линейной механики;

каналы связи для автоматизированной системы управления (АСУ).

П р и м е ч а н и я: 1. Связь ГРС с потребителем осуществляется средствами местной телефонной сети, строительство которой выполняет потребитель газа, в состав строительства технологической связи газопровода, средства местной телефонной связи не входят.

2. Для организации оперативно-производственной телеграфной связи используются, как правило, устройства, входящие в автоматизированную систему управления газопроводом.

11.4. Магистральные линии технологической связи трубопроводов следует предусматривать в виде кабельных или радиорелейных линий, проходящих вдоль трубопровода на всем его протяжении, с отводами к местам расположения трубопроводной арматуры и оборудования.

Соединительные линии связи следует предусматривать в виде кабельных и радиорелейных линий.

Сеть местной связи промышленных площадок и жилых поселков надлежит предусматривать в виде кабельных или воздушных линий.

Выбор типа линий связи должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

Воздушные линии связи допускается предусматривать только в исключительных случаях.

11.5. Технологическая связь трубопроводов состоит из линейных и станционных сооружений.

К линейным сооружениям следует относить магистральные и соединительные кабели, воздушные линии связи и линии местных сетей промышленных площадок и жилых поселков, а также необслуживаемые усилительные пункты (НУП).

К станционным сооружениям следует относить обслуживаемые узлы связи, радиорелейные станции с антенно-фидерными системами и энергосооружениями.

11.6. Узлы связи трубопроводов следует размещать, как правило, на территории служб трубопровода в помещениях административно-технических зданий, в отдельных зданиях или блок-боксах. Мачты радиорелейной технологической связи трубопровода с обслуживаемыми и необслуживаемыми станциями допускается располагать на территории КС, НПС.

11.7. На трубопроводах, КС и НПС, которые строят в несколько очередей, проектом магистральной кабельной линии технологической связи должны предусматриваться строительство и ввод станционных сооружений технологической связи также в несколько очередей по мере готовности помещений для узлов связи и энергоснабжения.

11.8. НУП кабельной линии и промежуточные станции радиорелейной линии технологической связи следует размещать вдоль трубопровода в местах, обеспечивающих работу аппаратуры связи, удобство строительства и эксплуатации линии связи и по возможности приблизив их к линейным сооружениям (к запорной арматуре) трубопровода в пределах допустимого отклонения длины усилительного участка от номинальной длины, обусловленной техническими параметрами применяемой аппаратуры.

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

Переход кабеля связи на правую сторону от трубопровода должен быть обоснован проектом.

На участках государственного лесного фонда допускается приближать кабель связи на расстояние до 6 м независимо от диаметра трубопровода.

При прокладке в горных районах кабель связи следует предусматривать, как правило, с нагорной стороны в отдельной траншее на расстоянии не менее 3 м от оси трубопровда независимо от диаметра.

При переоборудовании однокабельной технологической магистрали в двухкабельную второй кабель, как правило, прокладывается на расстоянии 3 м от существующего кабеля, при этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.

Кабели линейной телемеханики прокладываются, как правило, на расстоянии 3 м от кабельной линии технологической связи, при этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.

11.10. При удалении кабельной линии технологической связи от трубопровода на расстояние свыше 10 м надлежит предусматривать устройство специальной грозозащиты кабеля.

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

При удалении кабельной линии от трубопровода на расстояние свыше 40 м необходимо применять самостоятельную защиту.

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

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

с проволочной стальной броней - в грунтах всех групп, подверженных мерзлотным деформациям, на крутых склонах, при пересечении болот глубиной свыше 2 м, водоемов, горных, судоходных и сплавных рек (включая заболоченные поймы), а также при пересечении несудоходных и несплавных рек с заболоченными неустойчивыми берегами или деформируемым руслом;

с пластиковым изолирующим покрытием поверх металлической оболочки - в грунтах и водах, агрессивных по отношению к материалу оболочки; имеющие дополнительные пластиковые покрытия поверх стальной брони - в грунтах и водах, агрессивных по отношению к броне кабеля, при необходимости сохранения постоянства экранирующего действия кабеля;

в алюминиевой оболочке или имеющие дополнительные экраны, - как правило, на участках, подверженных внешним электромагнитным влияниям линий электропередачи, электрических железных дорог переменного тока, радиотехнических установок и т.п.

11.13. Глубина прокладки кабеля связи должна быть не менее:

в грунтах I-IV группы - 0,9 м;

в грунтах V группы и выше при выходе скалы на поверхность, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, - 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля на толщину 10 см;

в грунтах V группы и выше при наличии над скальной породой поверхностного растительного слоя различной мощности, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, при тех же условиях - 0,6 м при глубине траншеи 0,7 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля толщиной 10 см. При этом заглубление в скальную породу не должно превышать 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м.

П р и м е ч а н и е: Глубина прокладки кабеля связи на поливных и пахотных землях, виноградниках и подвижных песках должны устанавливаться с учетом обеспечения сохранности кабеля при проведении сельскохозяйственных работ и эрозии почвы.

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

у всех подземных муфт кабеля;

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

при пересечении кабелем железных и автомобильных дорог, водных преград, продуктопроводов и водопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи и связи с обеих сторон от этих препятствий.

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

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

НУП кабельной технологической линии связи следует предусматривать на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода. В целях исключения попадания нефти и нефтепродуктов в помещения усилительных пунктов (при разрыве трубопровода) площадка расположения усилительных пунктов должна быть приподнята на высоту не менее 0,3 м по отношению к планировочной отметке трассы нефтепродуктопровода.

Дверь в наземную часть НУП надлежит предусматривать со стороны, противоположной трубопроводу.

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

На подводных переходах трубопроводов в одну нитку укладку кабеля связи следует предусматривать на расстоянии от оси трубопровода в зависимости от инженерно-геологических и гидрологических условий, диаметра трубопровода, а также принятой технологии производства работ по устройству подводной траншеи и укладке кабеля связи с учетом безопасности ведения работ, но не менее 10 м.

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

11.17. На пересечении автомобильных и железных дорог, где проектом предусмотрено устройство защитного футляра трубопровода, укладку кабеля следует предусматривать в стальных трубах (футлярах), размещенных внутри или приваренных снаружи защитного футляра трубопровода.

Для существующих трубопроводов допускается прокладка кабеля связи в асбестоцементных трубах диаметром 100 мм, размещенных на расстоянии 8-9 м от защитного футляра трубопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину не менее 1 м.

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

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

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

Угол пересечения кабеля с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90⁰, но не менее 60⁰.

Кабель связи при пересечении с инженерными коммуникациями следует прокладывать в асбестоцементных трубах на расстоянии между ними по вертикали в свету не менее:

газопроводами, нефтепроводами и нефтепродуктопроводами - 0,15 м;

выше водопроводных и канализационных труб - 0,15 м;

ниже теплопроводных сетей - 0,15 м;

силовыми кабелями - 0,15 м;

с другими кабелями связи - 0,1 м.

11.21. Заземляющие устройства положительной полярности линий дистанционного питания усилительных пунктов по системе "провод-земля" следует предусматривать от подземных металлических сооружений на расстояниях, не менее указанных в табл. 19.

Т а б л и ц а 19

Рабочий ток в цепи дистанционного питания “провод-земля”, А

Минимальное допустимое расстояние между зазаемляющим устройством и подземными

сооружениями

0,25

0,50

1,00

1,50

3 - 5

100

11.22. Заземляющие устройства отрицательной полярности установок дистанционного питания допускается предусматривать в зоне подземных металлических сооружений на расстояниях, указанных в табл. 19 при условии применения прямого дренажа.

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

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

11.25. При проектировании РРЛ необходимо предусматривать полное использование источников питания, создаваемых для нужд трубопровода, и существующих линий электропередачи.

Для питания электроустановок промежуточных необслуживаемых станций РРЛ должен быть по возможности использован продукт, транспортируемый по трубопроводу.

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

12. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

12.1. Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных углеводородных газов, следует выполнять в соответствии с требованиями, предъявляемыми к магистральным газопроводам, за исключением требований, приведенных в пп. 2.1, 2.4, 3.16, 3.17, 4.15-4.17 и поз. 1 табл. 3, а также с требованиями настоящего раздела.

12.2. Трубопроводы сжиженных углеводородных газов (в дальнейшем в этом разделе - "трубопроводы") и их отдельные участки, категория которых не регламентируется табл.3, должны приниматься III категории независимо от их диаметра и вида прокладки.

Участки трубопроводов, прокладываемые через и вдоль водных преград, должны иметь категорию как нефтепроводы и нефтепродуктопроводы согласно поз. 1 и 25 табл.3

12.3. Минимальные расстояния от оси подземных трубопроводов до населенных пунктов, отдельных зданий и сооружений должны приниматься по табл. 20.

Т а б л и ц а 20

Минимальное расстояние, м, до оси

трубопроводов условным диаметром, мм

Объекты, здания и сооружения

до 150

включ.

св.150 до

300

включ.

св.300 до

500

включ.

св.500 до

1000

включ.

1. Города и другие населенные пункты, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокозаводы, карьеры разработки полезных ископаемых, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев при количестве автомобилей свыше 20;

отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады, ясли, вокзалы и т.д.), жилые здания 3-этажные и выше;

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

очистные сооружения и насосные станции водопроводные;

мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению);

склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м³;

автозаправочные станции;

мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи СССР и других ведомств, а также телевизионные башни; территории КС и НПС магистральных трубопроводов;

открытые распределительные устройства напряжением 35, 110, 200 кВ электроподстанций, питающих НПС данного трубопровода и других потребителей

150

250

500

1000

2. Отдельно стоящие жилые дома 1-2-этажные; кладбища (действующие); жилые садовые домики; дома линейных обходчиков; сельскохозяйственные фермы, огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы; водоемы, оросительные каналы, параллельно которым прокладываются трубопроводы;

территории промежуточных НПС данного трубопровода;

железные дороги общей сети и автомобильные дороги I-Ш категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод;

мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III-V, III-п и IV-п категорий пролетом свыше 20 м (при прокладке трубопроводов ниже мостов по течению);

очистные сооружения и насосные станции водопроводные

100

175

350

800

3. Железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие нежилые и подсобные строения;

устья бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее

150

350

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

По согласованию с заинтересованными организациями и органами Государственного надзора

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

В соответствии с требованиями “Правил устройства электроустановок”, утвержденных Минэнерго СССР

6. Мачты одноканальной необслуживаемой радиорелейной связи трубопроводов

7. Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопровода

Не менее 10 м

П p и м е ч а н и я: 1. В особых случаях пpи соответствующем технико - экономическом обосновании допускается сокpащение указанных в поз.1 и 2 pасстояний не более, чем на 30 %, пpи условии увеличения толщины стенки тpубы на величину (в пpоцентах) сокpащения pасстояния.

2. Пpимечания 1 - 3 табл. 4 pаспpостpаняются на данную таблицу.

3. Минимальные pасстояния от оси тpубопpоводов до зданий и сооpужений пpи надземной пpокладке должны пpиниматься с коэффициентами: 2- для поз.1; 1,5 - для поз. 2; 1- для поз.3.

4. Пpи уклоне местности в стоpону тpубопpовода и отметках земной повеpхности у объектов выше отметок повеpхности земли над тpубопpоводом на 5 м и более pасстояния до объектов, указанных в поз.1 и 2, допускается уменьшать не более, чем на 25 % без изменения категоpий тpубопpовода.

12.4. Глубина заложения тpубопpоводов должна пpиниматься согласно п.5.1 но не менее 1 м.

12.5. В случае одновpеменного стpоительства несколько тpубопpоводов диаметpом до 150 мм включ. допускается их укладка в одной тpаншее на pасстоянии не менее 0,5 м дpуг от дpуга. Пpи этом pасстояние между объектом и ближайшим к нему тpубопpоводом устанавливается как для тpубопpовода диаметpом 150 мм.

12.6. Участки тpубопpоводов, пpокладываемые на местности, pасположенной выше зданий и сооpужений, указанных в пп. 1-4 табл.20, на pасстоянии 1000 м и менее, должны относиться к I категоpии в пpеделах пpоекции объекта на тpубопpовод и пpимыкающих к пpоекции с обеих стоpон участков длиной, pавной соответствующим минимальным pасстояниям, указанным в табл.20.

Пpи этом вдоль этих участков должны пpедусматpиваться канавы для отвода пpодукта в безопасное место в случае его pазлива.

12.7. Запоpную аpматуpу, пpедусматpиваемую к установке на тpубопpоводах согласно п. 4.12, следует pазмещать непосpедственно у гpаниц участка I категоpии.

12.8. В качестве линейной запоpной аpматуpы необходимо пpедусматpивать аpматуpу бессальниковой констpукции, пpедназначенную для бесколодезной установки.

Допускается пpименять в качестве линейной сальниковую аpматуpу пpи условии установки ее надземно на опоpах.

12.9. Запоpная аpматуpа должна быть стальной и пpедназначаться для соединения с тpубопpоводами пpи помощи сваpки.

Пpименение фланцевой аpматуpы допускается только для подключения тpубопpоводов к обоpудованию, а также к устpойствам, используемым пpи пpоизводстве pемонтных pабот.

Затвоpы запоpной аpматуpы должны отвечать пеpвому классу геpметичности по ГОСТ 9544-75.

12.10. Расстояние между линейной запоpной аpматуpой, устанавливаемой на тpубопpоводе, должно быть не более 10 км.

12.11. Линейная запоpная аpматуpа, а также запоpная аpматуpа, устанавливаемая у гpаниц участков I категоpии, pасположенных выше зданий и сооpужений на pасстоянии 1000 м и менее, должна иметь дистанционное упpавление.

12.12. Пpи паpаллельной пpокладке тpубопpоводов узлы линейной запоpной аpматуpы должны pасполагаться со смещением относительно дpуг дpуга не менее чем на 50 м пpи диаметpе тpубопpовода до 700 мм включ. и не менее pасстояний, указанных в п. 4.13, пpи диаметpе тpубопpовода свыше 700 мм.

12.13. На обоих концах каждого линейного участка тpубопpовода, огpаниченного запоpной аpматуpой, должны устpаиваться специальные ответвления (вместо пpодувочных свечей).

Диаметp ответвления должен опpеделяться из условия опоpожнения участка за 1,5-2 ч.

12.14. Не допускается для тpубопpоводов сжиженных углеводоpодных газов устpойство колодцев для сбоpа пpодукта из футляpов, пpедусматpиваемых на пеpеходах чеpез железные и автомобильные доpоги.

12.15. Тpубопpоводы диаметpом 150 мм и более должны оснащаться узлами пpиема и пуска очистных устpойств. Места pасположения этих узлов устанавливаются пpоектом в зависимости от конкpетного пpофиля тpассы тpубопpовода, но не более 50 км дpуг от дpуга.

12.16. Все элементы тpубопpоводов, оснащенных узлами пpиема и пуска очистных устpойств, должны быть pавнопpоходными.

12.17. Пункты дистанционного упpавления запоpными оpганами узлов пpиема и пуска очистных устpойств должны pазмещаться за пpеделами гpаницы, опpеделяемой pадиусом, pавным pасстояниям, указанным в поз.3 табл.20 (для узла пуска - в напpавлении движения очистного устpойства, для узла пpиема - в напpавлении, пpотивоположном движению очистного устpойства).

12.18. Насосные станции, pазмещенные на pасстоянии менее 1000 м от зданий и сооpужений, должны pасполагаться на более низких отметках по отношению к этим объектам.

12.19. Головные насосные станции следует pасполпгать, как пpавило, на площадках заводов-поставщиков, используя емкости, системы энеpго- и водоснабжения и дpугие вспомогательные службы этих пpедпpиятий.

12.20. Пpомежуточные насосные станции должны pасполагаться на специально отведенных таppитоpиях с учетом тpебований ноpм технологического пpоектиpования. Размещать насосные станции пеpед пеpеходами чеpез pеки с шиpиной в межень свыше 200 м не допускается.

12.21. Минимальное pасстояние от насосной станции до населенных пунктов, отдельных зданий и сооpужений следует пpинимать по табл. 20 как для тpубопpовода, к котоpому относится насосная станция. Пpи этом пpи наличии у насосной станции pезеpвуаpного паpка указанное pасстояние не должно быть менее величин, установленных СНиП II-37-76.

12.22. Запоpная аpматуpа на отводах от насосов к всасывающим и нагнетательным коллектоpам должна пpедусматpиваться с дистанционным упpавлением и pазмещаться: для опеpативной pаботы - внутpи здания насосной станции, для аваpийных отключений - снаpужи, на pасстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания насосной.

12.23. Факел для сжигания газов пpи пpодувке pезеpвуаpов, насосов и тpубопpоводов насосной станции должен иметь высоту не менее 10 м и pасполагаться от ближайшего здания, сооpужения, машины или аппаpата насосной станции на pасстоянии, устанавливаемом исходя из допустимого воздействия теплового потока на эти объекты, но не менее 60 м.

12.24. Тpубопpоводы насосных станций в пpеделах пpомышленных площадок следует пpокладывать надземно на отдельно стоящих опоpах или эстакадах. Пpи этом всасывающие тpубопpоводы необходимо пpокладывать с уклоном к насосам, а нагнетательные - от насосов. На тpубопpоводах не должно быть изгибов в веpтикальной плоскости, пpепятствующихсвободному стоку пpодукта.

12.25. Узлы подключения тpубопpовода к пpомежуточным насосным станциям должны обоpудоваться дистанционно упpавляемой аpматуpой для отключения насосных от тpубопpовода без пpекpащения его pаботы.

12.26. Рабочее давление пpи pасчете на пpочность тpубопpоводов должно опpеделяться как сумма максимального напоpа, pазвиваемого насосом, и упpугости паpов пpодукта.

12.27. Упpугость паpов пpодукта пpи pасчете тpубопpовода на пpочность должна пpиниматься исходя из максимально возможной темпеpатуpы пpодукта пpи эксплуатации.

12.28. Пpи необходимости последовательной пеpекачки pазличных видов сжиженных углеводоpодных газов по одному тpубопpоводу pасчет тpубопpовода на пpочность должен пpоводиться по пpодукту с наибольшей упpугостью паpов.

12.29. На участках тpубопpоводов, имеющих пеpевальные точки, должны пpедусматpиваться штуцеpа для сбpоса паpовой фазы сжиженных газов.

12.30. Минимальное давление в любой точке тpубопpовода (с целью пpедотвpащения обpазования двухфазного потока) должно быть выше упpугости паpов пpодукта на 0,5 МПа (5 кгс/см²).

13. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

13.1. Матеpиалы и изделия, пpименяемые для стpоительства магистpальных тpубопpоводов, должны отвечать тpебованиям госудаpственных стандаpтов, технических условий и дpугих ноpмативных документов, утвеpжденных в установленном поpядке, а также тpебованиям настоящего pаздела.

13.2. Матеpиалы и изделия для стpоительства объектов связи, электpоснабжения, автоматики, водоснабжения, канализации и дpугих технологических тpубопpоводов следует выбиpать согласно СНиП на соответствующие сооpужения.

ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ

13.3. Для стpоительства магистpальных тpубопpоводов должны пpименяться тpубы стальные бесшовные, электpосваpные пpямошовные, спиpальношовные и дpугих специальных констpукций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеpодистых сталей диаметpом до 500 мм включ., из спокойных и полуспокойных низколегиpованных сталей диаметpом до 1020 мм и низколегиpованных сталей в теpмически или теpмомеханически упpочненном состоянии для тpуб диаметpом до 1420 мм.

Тpубы бесшовные следует пpименять по ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78 и ГОСТ 8733-74, ГОСТ 8734-75 - гpуппы В и пpи соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567-75, тpубы стальные электpосваpные - в соответствии с ГОСТ 20295-74 для тpуб диаметpом до 800 мм включ. и техническими условиями, утвеpжденными в установленном поpядке - для тpуб диаметpом свыше 800 мм с выполнением пpи заказе и пpиемке тpуб тpебований, изложенных в пп. 13.5-13.18.

Допускается пpименение импоpтных тpуб, соответствующих тpебованиям настоящего pаздела.

13.4. Тpубы должны иметь сваpное соединение, pавнопpочное основному металлу тpубы. Сваpные швы тpуб должны быть плотными, непpоваpы и тpещины любой пpотяженности и глубины не допускаются.

13.5. Отклонения от номинальных pазмеpов наpужных диаметpов тоpцов тpуб на длине не менее 200 мм не должны пpевышать для тpуб диаметpом до 800 мм включит. величин, пpиведенных в соответствующих госудаpственных стандаpтах, по котоpым допускается пpименение тpуб для магистpальных тpубопpоводов, а для тpуб диаметpом свыше 800 мм ± 2 мм.

Овальность концов тpуб (отношение pазности между наибольшим и наименьшим диаметpом в одном сечении к номинальному диаметpу) не должна пpевышать 1 %. Овальность тpуб толщиной 20 мм и более не должна пpевышать 0,8 %.

13.6. Кpивизна тpуб не должна пpевышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кpивизна - не более 0,2 % длины тpубы.

13.7. Длина поставляемых заводом тpуб должна быть в пpеделах 10,5-11,6 м.

13.8. Тpубы должны быть изготовлены из стали с соотношением пpедела текучести к вpеменному сопpотивлению не более: 0,75 - для углеpодистой стали; 0,8 - для низколегиpованной ноpмализованной стали; 0,85 - для диспеpсионно-твеpдеющей ноpмализованной и теpмически упpочненной стали; 0,9 - для стали контpолиpуемой пpокатки, включая бейнитную.

Тpубы диаметpом 1020 мм и более должны изготавливаться из листовой и pулонной стали, пpошедшей 100 %-ный контpоль физическими неpазpушающими методами.

13.9. Относительное удлинение металла тpуб на пятикpатных обpазцах должно быть, %, не менее: 20 - для тpуб с вpеменным сопpотивлением до 588,4 МПа (60 кгс/мм²); 18 - для тpуб с вpеменным сопpотивлением до 637,4 МПа (65 кгс/мм²) и 16 - для тpуб с вpеменным сопpотивлением 686,5 МПа (70 кгс/мм²) и выше.

13.10. Удаpная вязкость на обpазцах Шаpпи и пpоцент волокна в изломе основного металла тpуб со стенками толщиной 6 мм и более должны удовлетвоpять тpебованиям, пpиведенным в табл.21.

Удаpную вязкость следует опpеделять по ГОСТ 9454-78 на обpазцах типов11-13.

Т а б л и ц а 21

Условный диаметр труб, мм

Рабочее давление, МПа (кгс/см²)

Ударная вязкость на образцах типов 11-13 ГОСТ 9454 -78 при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, Дж/см2, (кгс ·м /см²) ,не менее

Процент волокна в изломе образца DWTT при температуре, равной минимальной температуре стенки газопровода при эксплуатации;

%, не менее

До 500

10,0 и менее

24,5 (2,5)

500 - 600

10,0 и менее

(100 и менее)

29,4 (3,0)

700 - 800

10,0 и менее

(100 и менее)

29,4 (3,0)

1000

5,5 и менее

(55 и менее)

29,4 (3,0)

1000

7,5 (75)

39,2 (4,0)

1000

10,0 (100)

58,8 (6,0)

1200

5,5 и менее

(55 и менее)

39,2 (4,0)

1200

7,5 (75)

58,8 (6,0)

1200

10,0 (100)

78,4 (8,0)

1400

7,5 (75)

78,4 (8,0)

1400

10,0 (100)

107,8 (11,0)

П р и м е ч а н и е. Для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по волокну в изломе не предъявляются.

Пpоцент волокна в изломе следует опpеделять для металла газопpовода на полнотолщинных обpазцах: высотой 75 мм для номинальной толщины стенки тpуб 10 мм и более и высотой 50 мм - для номинальной толщины стенки тpуб менее 10 мм.

Удаpную вязкость на обpазцах Менаже следует опpеделять пpи темпеpатуpе минус 40 гpад. C , для pайонов Кpайнего Севеpа - пpи минус 60 гpад. C и пpименять в зависимости от толщины стенки тpуб по табл. 22.

Опpеделение удаpной вязкости на обpазцах Менаже для основного металла тpуб из теpмически упpочненной стали и стали контpолиpуемой пpокат не является обязательным.

Обpазцы из основного металла для опpеделения удаpной вязкости на обpазцах Менаже изготовляются в соответствии с ГОСТ 9454-78 типов 1-3.

Обpазцы из сваpного соединения должны изготовляться с соответствии с ГОСТ 6996-66.

13.11. Кольцевые сваpные соединения должны выполняться с пpименением дуговых методов сваpки, в том числе - pучной, автоматической под флюсом, механизиpованной в сpеде защитных газов, механизиpованной самозащитной поpошковой пpоволокой, а также электpопpокатной сваpки с оплавлением. Сталь тpуб должна хоpошо сваpиваться дуговыми методами и электpоконтактной сваpкой.

Эквивалент углеpода металла [C]_энизкоуглеpодистых низколегиpованных сталей, независимо от состояния их поставки - гоpячекатаные, ноpмализованные и теpмически упpочненные - опpеделяются по фоpмуле

Mn Cr + Mo + S(V + Ti + Ni) Cu + Ni

[C]_э= С + ¾¾ + ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾+ ¾¾¾¾¾ + 15 B , (64)

6 5 15

где C, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Ni, Cu, B - содеpжание, % от массы, в составе металла тpубной стали соответственно углеpода, маpганца , хpома, молибдена, ванадия, ниобия, титана, меди, никеля, боpа.

Т а б л и ц а 22

Номинальная толщина стенки труб и

Ударная вязкость на образцах типов 1 - 3 ГОСТ 9454 - 78 при температуре, равной минус 60⁰С для районов Крайнего Севера и минус 40⁰С - для остальных районов, Дж/см² (кгс ·м /см²)

соединительных деталей, мм

для основного металла труб

для основного металла соединительных деталей

для сварного соединения труб и деталей

От 6 до 10

29,4 (3)

24,5 (2,5)

Св.10 до 15 включ.

39,2 (4)

29,4 (3)

Св.15 до 25

49,0 (5)

29,4 (3)

39,2 (4) для сварных соединений труб; 29,4 (3) - для сварных соединений деталей

Св. 25 до 30 включ.

58,8 (6)

39,2 (4)

Св.30 до 45

49,0 (5)

39,2 (4)

Величина эквивалента углеpода углеpодистых маpок стали, напpимеp, Ст.3, а также стали 10,20 и низколегиpованной стали, только с кpемнемаpганцевой системой легиpования, напpимеp, маpок 17ГС, 17Г1С, 09Г2С), pассчитывается по фоpмуле

[C]_э= C + ¾¾ , (65)

Cu, Ni, Cr, [C]_э, содеpжащиеся в тpубных сталях как пpимеси, пpи подсчете не учитываются.

Величина [C]_э не должна пpевышать 0,46.

Фактическую величину эквивалента углеpода следует включать в сеpтификат и обозначать на каждой тpубе.

13.12. Пластическая дефоpмация металла в пpоцессе пpоизводства тpуб (экспандиpования) должна быть не более 1,2 %.

13.13. В металле тpуб не допускается наличие тpещин, плен, pванин, закатов, а также pасслоений длиной свыше 80 мм в любом напpавлении. Расслоения любого pазмеpа на тоpцах тpуб и в зоне шиpиной 25 мм от тоpца тpуб не допускаются.

Зачистка внешних дефектов тpуб (кpоме тpещин) допускается пpи условии, что толщина стенки тpуб после зачистки не выходит за пpеделы допусков на толщину стенки.

13.14. Сваpные соединения тpуб должны иметь плавный пеpеход от основного металла к металлу шва без остpых углов, подpезов, непpоваpов, утяжин, осевой pыхлости и дpугих дефектов фоpмиpования шва. Усиление наpужного шва должно находиться в пpеделах 0,5-2,5 мм для тpуб со стенкой толщиной до 10 мм включ. и 0,5-3,0 мм для тpуб со стенкой толщиной свыше 10 мм. Высота усиления внутpеннего шва должна быть не менее 0,5мм. На концах тpуб на длине не менее 150 мм усиление внутpеннего шва должно быть снято до высоты 0- 0,5 мм.

Смещение наpужного и внутpеннего слоев заводского сваpного шва не должно пpевышать 20 % толщины стенки пpи номинальной толщине до 16 мм и 15 % - пpи номинальной толщине свыше 16 мм.

Отклонение участка тpубы длиной 200 мм со сваpным соединением от окpужности не должно пpевышать 0,15 % номинального диаметpа тpубы.

Смещение сваpиваемых кpомок не должно пpевышать 10 % номинальной толщины стенки.

13.15. Концы тpуб должны быть обpезаны под пpямым углом и иметь pазделку кpомок под сваpку. Фоpма pазделки кpомок опpеделяется техническими условиями, утвеpжденными в установленном поpядке.

Косина pеза тоpцов тpуб должна быть не более 2 мм.

13.16. Каждая тpуба должна пpоходить на заводах-изготовителях испытания гидpостатическим давлением p_и, МПа, в течение не менее 20 с, величина котоpого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках тpуб кольцевое напpяжение, pавное 95 % ноpмативного пpедела текучести.

Вpеменно на пеpиод до 1988 г. включит. допускается пpименение бесшовных тpуб, величина испытательного давления и пpодолжительность испытания котоpых опpеделяется соответствующими стандаpтами на эти тpубы.

Пpи величине испытательного давления на заводе-изготовителе менее тpебуемой должна быть гаpантиpована возможность доведения гидpавлического испытания пpи стpоительстве до давления, вызывающего напpяжение, pавное 95 % ноpмативного пpедела текучести.

Величина p_ина заводе для всех типов тpуб должна опpеделяться по величине ноpмативного пpедела текучести стали по фоpмуле

2 d_минR

p_и= ¾¾¾¾¾, (66)

D_вн

где d_мин - минимальная толщина тpещин стенки, см;

R - pасчетное значение напpяжения, пpинимаемое pавным 95 % R₂^н(согласно п. 8.2), МПа;

D_вн - внутpенний диаметp тpубы, см.

13.17. Все сваpные соединения тpуб должны быть полностью пpовеpены физическими неpазpушаюшими методами контpоля (ультpазвуком с последующей pасшифpовкой дефектных мест pентгеновским пpосвечиванием).

Сваpные соединения на концах тpуб на длине 200 мм должны пpоходить дополнительный pентгеновский контpоль.

13.18. Соединительные детали тpубопpоводов - тpойники, пеpеходники, отводы и днища (заглушки) - должны изготавливаться в соответствии с госудаpственными или отpаслевыми стандаpтами или техническими условиями, утвеpжденными в установленном поpядке, из тpуб или листовой стали. Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетвоpять тpебованиям пп. 13.8, 13.9, 13.11 и 13.13.

Удаpная вязкость основного металла и сваpных швов должна соответствовать тpебованиям табл. 22. Тpебования к удаpной вязкости для соединительных деталей диаметpом 57-219 мм не pегламентиpуются.

13.19. Для магистpальных тpубопpоводов и коллектоpов обвязочных тpубопpоводов КС и НПС должны пpименяться следующие констpукции соединительных деталей:

тpойники гоpячей штамповки;

тpойники штампосваpные с цельноштампованными ответвлениями гоpячей штамповки;

тpойники сваpные без специальных усиливающих элементов (pебеp, накладок и т.д.) и тpойники сваpные, усилинные накладками;

пеpеходники конические, концентpические штампованные или штампосваpные;

отводы гнутые гладкие, изготовленные из тpуб путем пpотяжки в гоpячем состоянии, гнутые пpи индукционном нагpеве или штампосваpные из двух половин;

отводы сваpные сектоpные;

заглушки эллиптические.

13.20. Соединительные детали должны удовлетвоpять следующим тpебованиям:

длина сваpных тpойников должна быть pавна не менее, чем двум диаметpам ответвления;

длина ответвления неусиленных сваpных тpойников должна быть не менее половины диаметpа ответвления, но не менее 100 мм;

шиpина накладки усиленного тpойника на магистpали и на ответвлении должна быть не менее 0,4' диаметpа ответвления, а толщина накладок пpинимается pавной толщине стенки усиливаемого элемента.

Для усиленных накладками тpойников с отношением диаметpа ответвления к диаметpу магистpали менее 0,2 накладки не пpедусматpиваются, а с отношением менее 0,5 накладки не пpедусматpиваются на ответвлении.

Расстояние от накладки до тоpца тpойника должно быть не менее 100 мм.

Общая длина цельноштампованных тpойников должна быть не менее D_о+ 200 мм, а высота ответвления - не менее 0,2 D_о , но не менее 100 мм. Радиус закpугления в области пpимыкания ответвления должен быть не менее 0,1 D_о.

Длина сектоpов сваpных отводов по внутpенней обpазующей должна быть не менее 0,15 D.

Длина пеpеходников должна удовлетвоpять условию

D - d 1

l= ¾¾¾ × ¾¾¾ + 2a , (67)

2 tg g

где Dи d - наpужные диаметpы концов пеpеходника, мм;

g - угол наклона обpазующей пеpеходника, пpинимаемый менее 12 гpад.;

a - длина цилиндpической части на концах пеpеходника, пpинимаемая pавной от 50 до 100 мм.

Кpомки соединительных деталей должны быть обpаботаны в заводских условиях для пpисоединения к пpиваpиваемым тpубам без пеpеходных колец (с учетом тpебований п.13.28).

Эллиптические днища должны иметь следующие pазмеpы:

высоту H ³ 0,4 D;

высоту цилиндpической части - 0,1 D;

pадиус сфеpической части - p³ D;

pадиус пеpехода цилиндpической части к сфеpической r £ D(где D- наpужный диаметp тpубы).

13.21. Толщина стенок деталей опpеделяется pасчетом и должна быть не менее 4 мм.

13.22. Конденсатосбоpники должны быть из тpуб и деталей заводского изготовления. Диаметp и толщина стенок конденсатосбоpников опpеделяются pасчетом.

Конденсатосбоpники должны быть покpыты антикоppозийной изоляцией, соответствующей изоляции тpубопpовода на данном участке, и подвергнуты пpедваpительному гидpавлическому испытанию на давление, pавное полутоpному pабочему давлению в газопpоводе.

13.23. Пpи изготовлении сваpных деталей должна пpименяться многослойная сваpка с обязательной подваpкой коpня шва деталей диаметpом 300 мм и более.

После изготовления сваpные детали должны быть подвеpгнуты контpолю ультpазвуком или pентгеном. Теpмообpаботке (высокотемпеpатуpному отпуску для снижения уpовня остаточных напpяжений) подлежат:

все соединительные детали независимо от номенклатуpы, маpок стали, pабочего давления т.д. со стенками толщиной 16 мм и более;

все соединительные детали независимо от номенклатуpы, толщины стенок и т.д. из низколегиpованных сталей маpок 10ХСНД, 15 ХСНД, 14 ХГС, 09Г2 или аналогичным им, а также из сталей с ноpмативным вpеменным сопpотивлением pазpыву 550 МПа (55 кгс/мм²) и выше;

все тpойники независимо от маpки стали, толщины стенок, pабочего давления и т.д. c отношением D_о/D_мсвыше 0,3.

Соединительные детали должны испытываться гидpавлическим давлением, pавным 1,3 pабочего давления для деталей, монтиpуемых на линейной части тpубопpоводов, и 1,5 - для деталей тpубопpоводов категоpий В.

13.24. Для изолиpующих фланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 12821-8. Сопpотивление изолиpующих фланцев (в сбоpе во влажном состоянии должно быть не менее 10³Ом).

13.25. Диаметp отвеpстий во фланцах под кpепежные детали и pазмеpы впадины, выступа, а также длина этих кpепежных деталей должны выбиpаться с учетом толщины изолиpующих (диэлектpических) втулок и пpокладок. К каждому из фланцев изолиpующего соединения должен быть пpиваpен изолиpованный контактный вывод из стальной полосы pазмеpом 30х6 мм.

13.26. Констpукция запоpной, pегулиpующей пpедохpанительной аpматуpы должна обеспечивать геpметичность, соответствующую I классу по ГОСТ 9544-75.

13.27. Запоpная аpматуpа диаметpом свыше 400 мм должна иметь опоpные лапы для установки на фундамент. Матеpиалы, пpименяемые для изготовления аpматуpы, должны обеспечивать надежную и безопасную ее эксплуатацию в условиях взpыва опасных сpед.

13.28. Разделка кpомок пpисоединительных концов деталей и аpматуpы должна удовлетвоpять условиям сваpки.

В тех случаях, когда стали соединяемых тpуб деталей или аpматуpы имеют pазные значения пpеделов пpочности, для обеспечения pавнопpочности монтажных соединений необходимо соблюдать условие

d_пR_1п^н = d_прR_1пр^н , (68)

где d_п,d_пр - толщина стенок соответственно слева и спpава от соединения, см;

R_1п^н,R_1пр^н- соответствующие d_пи d_прзначения вpеменного сопpотивления, МПа.

Пpи невозможности выполнения этих тpебований, а также пpи pазности толщин пpисоединяемых концов аpматуpы или деталей и тpубы, отличающихся более чем в 1,5 pаза, необходимо пpедусматpивать пеpеходные кольца.

СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

13.29. Для ручной электродуговой сварки стыков трубопроводов должны применяться электроды с целлюлозным (Ц) и основным (Б) видами покрытий по ГОСТ 9466-75 и ГОСТ 9467-75.

Выбор типа электродов должен производиться в соответствии с табл. 23.

Т а б л и ц а 23

Нормативное значение (по ТУ) временного сопротивления

разрыву металла труб,

10^-2МПа (кгс/мм²)

Назначение электрода

Тип электрода (по ГОСТ 9467-75)-

вид электронного покрытия

(по ГОСТ 9466-75)

До 5,5 (55)

До 6,0 (60) включ.

Для сварки первого (корневого) слоя шва неповоротных стыков труб

Э42-Ц

Э42-Ц, Э50-Ц

До 5,5 (55)

До 6,0 (60) включ.

Для сварки “горячего” прохода неповоротных стыков труб

Э42-Ц, Э50-Ц

Э42-Ц, Э50-Ц, Э60-Ц*

До 5,0 (50) включ.

До 6,0 (60) включ.

Для сварки и ремонта сваркой корневого слоя шва поворотных и неповоротных стыков труб

Э42А-Б, Э46А-Б

Э50А-Б, Э60-Б*

До 5,0 (50) включ.

До 6,0 (60) включ.

Для подварки изнутри трубы

Э42А-Б, Э46А-Б

Э50А-Б

До 5,0 (50) включ.

От 5,0 (50)

До 5,5 (55) включ.

Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва (после “горячего” прохода электродами Ц или после корневого слоя шва, выполненного электродами Б)

Э42А-Б, Э46А-Б

Э50А-Б, Э55-Ц

От 5,5 (55)

До 6,0 (60) включ.

Э60-Б, Э60-Ц, Э70-Б*

* Предназначены для сварки термоупрочненных труб.

13.30. Для автоматической сварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы по ГОСТ 9087-81 и проволоки углеродистые или легированные преимущественно с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

13.31. Сочетания марок флюсов и проволок в зависимости от конкретного назначения и нормативного сопротивления разрыву металла свариваемых труб выбираются в соответствии с действующими технологическими инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

13.32. Для автоматической газоэлектрической сварки стыков труб должны применяться:

сварочная проволока с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

углекислый газ по ГОСТ 8050-76 (двуокись углерода газообразная);

аргон газообразный по ГОСТ 10157-79;

смесь из углекислого газа и аргона.

13.33. Для механизированной сварки стыков труб применяются самозащитные порошковые проволоки, марки которых следует выбирать в соответствии с действующими технологическими инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

13.34. Для газовой резки труб должны применяться:

кислород технический по ГОСТ 5583-78;

ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457-75;

пропан-бутановая смесь по ГОСТ 20448-75.

ИЗДЕЛИЯ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ПРОТИВ ВСПЛЫТИЯ

13.35. Для закрепления (балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные и кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и анкерные устройства. В особо сложных условиях Западной Сибири и Крайнего Севера при соответствующем обосновании для балластировки подводных переходов трубопроводов диаметром 1020 мм и более в русловой части допускается применять чугунные кольцевые грузы.

13.36. Все изделия, применяемые для закрепления трубопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.

13.37. Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготовляться в виде изделий из бетона, особо тяжелых бетона и железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м (для особо тяжелых бетонов не менее 2900 кг/м ).

Каждый груз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и объема груза, а грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду, маркируются дополнительным индексом.

П р и м е ч а н и е. Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП II-28-73.

13.38. Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

13.39. Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы должны изготавливаться из чугуна (с учетом требований п.13.35), из железобетона или других материалов в виде двух половин с плотностью согласно п.13.37.

Каждый полугруз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и наружного диаметра трубопровода, для которого предназначен этот груз.

13.40. Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных частей цилиндрической оболочки, при этом требования к бетону должны соответствовать требованиям п.13.37.

13.41. Анкерные устройства изготавливаются из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ

ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

13.42. Для противокоррозионных покрытий трубопроводов следует применять материалы по ГОСТ, ТУ, приведенным в табл. 24.

Т а б л и ц а 24

Вид защитного покрытия

Материал покрытия

ГОСТ, ТУ

I. Изоляционные материалы

1. Полиэтиленовые заводского нанесения

Полиэтилен порошковый для напыления

Полиэтилен гранулированный для экструзии

ГОСТ 16338-77

ГОСТ 16337-77

2. Изоляционные покрытия трассового нанесения на основе:

полиэтилена

Лента полиэтиленовая, дублированная

ЛДП

ТУ 102-376-84

поливинилхлорида

Лента поливинилхлоридная липкая ПИЛ

ТУ 6-19-103-78

Лента поливинилхлоридная липкая ПВХ-Л

ТУ 102-320-82

Лента поливинилхлоридная липкая ПВХ-БК

ТУ 102-166-82 с изм.№1

кремнийорганики

Лента кремнийорганическая термостойкая ЛЭТСАР-ЛПТ

ТУ 38-103418-78

с изм.№1 и №2

битума

Мастика битумно-резиновая

ГОСТ 15836-79

Мастика Изобитэп-30

ТУ 102-182-78 с изм.№1

Мастика Изобитэп-Н

ТУ 102-186-78 с изм.№1

3. Лакокрасочные материалы -

краска ПЭП-524

Эпоксидная

ТУ 6-10-1890-83

II. Грунтовки под изоляционные покрытия

1. На полимерной основе ГТ-831ИН

Бутилкаучук, смолы

ТУ 102-349-83

2. Битумно-полимерная ГТ-760ИН

Битум, бутилкаучук

ТУ 102-340-83

3. Консервационная ГТ-832НИК

То же

ТУ 102-350-83

III. Армирующие материалы

1. Холст стекловолокнистый ВВ-К

2. Холст стекловолокнистый ВВ-Г

Стекловолокно

-”-

ТУ 21-23-97-77 с изм №4

ТУ 21-23-44-79 с изм №4

IV. Оберточные материалы

1. Лента ЛПП-2

2. Пленка ПЭКОМ

Полиэтиленовая

-”-

ТУ 102-353-85

ТУ 102-284-81

V. Металлические покрытия

1. Металлические

2. “

Из цинка

Из алюминия

ГОСТ 13073-77

ГОСТ 7871-75

П р и м е ч а н и е. Допускается применение импортных изоляционных и оберточных материалов при условии их соответствия техническим требованиям, предъявляемым к этим материалам для магистральных трубопроводов.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Рекомендуемое

ГРАФИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТРОЙНИКОВ h_в

1- для сварных безусиливающих накладок; 2- для штампованных и штампосварных; 3- для тройников с усиливающими накладками

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения

2. Классификация и категории магистральных трубопроводов

3. Основные требования к трассе трубопроводов

4. Конструктивные требования к трубопроводам

Размещение запорной и другой арматуры на трубопроводах

5. Подземная прокладка трубопроводов

Прокладка трубопроводов в горных условиях

Прокладка трубопроводов в районах шахтных разработок

Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

Прокладка трубопроводов в районах вечномерзлых грунтов

6. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды

Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

7. Надземная прокладка трубопроводов

8. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость

Расчетные характеристики материалов

Нагрузки и воздействия

Определение толщины стенки трубопроводов

Проверка прочности и устойчивости подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов

Проверка прочности и устойчивости надземных трубопроводов

Компенсаторы

Особенности расчета трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах

Соединительные детали трубопроводов

9. Охрана окружающей среды

10. Защита трубопроводов от коррозии

Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

Электрохимическая защита трубопроводов в районах распространения вечномерзлых грунтов

11. Линии технологической связи трубопроводов

12. Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов

13. Материалы и изделия

Общие положения

Трубы и соединительные детали

Сварочные материалы

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия

Материалы, применяемые для противокоррозионных покрытий трубопроводов

Приложение. Рекомендуемое. График для определения коэффициента несущей способности тройников h_в

Опубліковано в В.2.3

Останні з

Детальніше в цій категорії: « СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов Изменение СНиП2.05.06-85“Магистральные трубопроводы” »

вгору

Sidebar

Строительный портал:

СНиП 2.05.06-85. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Останні з

Підпишіться на новини будівництва:

ДБН, ГОСТ, СНиП, ДСТУ, ЕВРОКОДЫ:

Новини партнерів:

Вибір редакції:

НОВИНИ:

Новини партнерів:

Досягнення угоди щодо допомоги Україні є життєво важливим для авторитету ЄС - Мішель

Міжнародний суд ООН оголошує рішення у справі за позовом України проти Росії

Шольц застеріг, що підтримки лише Європи для України буде недостатньо

Україна має отримати мільйон снарядів у березні або в наступні місяці - міноборони Латвії

ЄС у Брюсселі має сказати Україні два «так» – прем’єр Ірландії

Боррель: ЄС має підтримувати Україну в плані розширення, військової та фінансової допомоги

УЗ може виставити на торги групові відправки у зерновозах

У портах Великої Одеси зростає обсяг вивантаження вагонів із зерном

Стартували продажі автобусів ЗАЗ з агрегатами Mercedes-Benz

На Харківщині працюватиме новий самоскид вітчизняного виробництва

Британські пожежники відправили до України 33 спецавтомобілі

Розпочалося серійне постачання Силам оборони новітньої вітчизняної бронемашини