1 Область применения

1.1 Настоящий свод правил распространяется на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них номинальным диаметром до DN 1400 включительно, с избыточным давлением среды свыше 1,2 до 10 МПа включительно (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

а) 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 С3 и С4 и 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 из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

в) товарной продукции в пределах компрессорной станции, нефтеперекачивающей станции, перекачивающей станции, станций подземного хранения газа, дожимной компрессорной станции, газораспределительной станции и узла замера расхода газа;

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

Настоящий свод правил не распространяется на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, за исключением магистральных нефтепроводов прокладываемых для подключения их к предприятиям по переработке, перевалке и хранению нефти, 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 выполнять в соответствии с требованиями настоящего свода правил, 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 (абс).

1.2 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °С свыше 0,2 МПа - сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов - следует выполнять в соответствии с требованиями раздела 16. Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ПС, ГРС, СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование соответствующих зданий и сооружений, с учетом требований настоящего свода правил. Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа и менее и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных организаций, следует выполнять в соответствии с требованиями СП 62.13330, СП 110.13330 и СП 125.13330, технических регламентов, стандартов и других нормативных документов в области технического регулирования.

В настоящем своде правил использованы ссылки на следующие нормативные документы: ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ Р 52568-2006 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия ГОСТ 3845-75 Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением ГОСТ 5457-75 Ацетилен растворенный и газообразный технический. Технические условия ГОСТ 5494-95 Пудра алюминиевая. Технические условия ГОСТ 5583-78 Кислород газообразный технический и медицинский. Технические условия ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств ГОСТ 8050-85 Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия ГОСТ 9087-81* Флюсы сварочные плавленые. Технические условия ГОСТ 9238-83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах ГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов ГОСТ 10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения ГОСТ 20448-90 Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально- бытового потребления. Технические условия ГОСТ 25100-2011 Грунты. Классификация ГОСТ 30456-97 Металлопродукция. Прокат листовой и трубы стальные. Методы испытания на ударный изгиб СП 14.13330.2011 «СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах» СП 16.13330.2011 «СНиП II-23-81* Стальные конструкции» СП 18.13330.2011 «СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий» СП 20.13330.2011 «СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия» СП 21.13330.2012 «СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах» СП 22.13330.2011 «СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений» СП 24.13330.2011 «СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты» СП 25.13330.2012 «СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах» СП 28.13330.2012 «СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии» СП 47.13330.2012 «СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения» СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы» СП 86.13330.2012 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы» СП 110.13330.2011 «CНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы» СП 125.13330.2012 «СНиП 2.05.13-90 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов» СНиП 2.01.51-90 «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны»

Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим сводом правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем своде правил применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 арматура запорная: Промышленная запорная арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

3.2 байпас: Трубопровод с запорно-регулирующей арматурой, соединяющий вход и выход технологической установки (сооружения), и предназначенный для направления всего или части потока перекачиваемого продукта в обход этой установки, в том числе для исключения ее из работы при обслуживании или в случае отказа.

3.3 бровка траншеи (кювета, выемки): Линия пересечения стенки траншеи (кювета, выемки) с поверхностью земли.

3.4 детали соединительные: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра.

3.5 давление рабочее: Наибольшее избыточное давление участка трубопровода на всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимах перекачки.

3.6 давление трубопровода испытательное: Максимальное давление, которому подвергается участок трубопровода при предпусковых испытаниях на прочность в течение требуемого времени.

3.7 заглубление трубопровода: Расстояние от верха трубы до поверхности земли; при наличии балласта - расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

3.8 заземление анодное: Устройство, обеспечивающее стекание защитного тока катодной защиты в землю и состоящее из одного или нескольких анодных заземлителей.

3.9 защита катодная: Торможение скорости коррозионного процесса посредством сдвига потенциала оголенных участков трубопровода в сторону более отрицательных значений, чем потенциал свободной коррозии этих участков.

3.10 изгиб трубопровода упругий: Изменение направления оси трубопровода (в вертикальной или горизонтальной плоскостях) без использования отводов.

3.11 кабель дренажный: Проводник, соединяющий минусовую клемму источника постоянного тока с трубопроводом (катодная дренажная линия) и плюсовую клемму - с анодным заземлением (анодная дренажная линия).

3.13 компенсатор: Специальная конструкция или участок трубопровода заданной кривизны, предназначенный для восприятия температурных перемещений.

3.14 лупинг: Трубопровод, проложенный параллельно основному трубопроводу и соединенный с ним для увеличения его пропускной способности.

3.15 охранная зона магистрального трубопровода: Территория или акватория с особыми условиями использования, установленная вдоль магистрального трубопровода для обеспечения его безопасности.

3.16 переход трубопровода подводный: Участок трубопровода, проложенный через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 и глубиной свыше 1,5 м, или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.

3.17 покрытие защитное: Материал и (или), конструкция, изолирующая наружную или внутреннюю поверхность трубопровода от внешней или внутренней среды.

3.18 потенциал защитный: катодный потенциал, обеспечивающий требуемое торможение коррозионного процесса.

3.19 проезд вдольтрассовый: Объект магистрального трубопровода, предназначенный для перевозок грузов и персонала вдоль трассы магистрального трубопровода в период его строительства и эксплуатации.

3.20 протектор: электрод, выполненный из металла или сплава, имеющего более отрицательный потенциал, чем защищаемый трубопровод.

3.21 резервирование технологическое: наличие взаимно резервирующих технологических агрегатов, предназначенных для включения в работу одного из них в случае вывода из работы при неисправности другого.

3.22 система сглаживания волн давления: Сооружение, оснащенное комплексом технических устройств, обеспечивающее защиту магистральных трубопроводов и промежуточных нефтеперекачивающих (перекачивающих) станций от перегрузок по давлению при аварийной остановке одного или нескольких насосных агрегатов.

3.23 соединение изолирующее: вставка между двумя участками трубопровода, нарушающая его электрическую непрерывность.

3.24 станция катодная: Комплекс электротехнического оборудования, предназначенный для создания постоянного электрического тока между анодным заземлителем и подземным сооружением (трубопровод, резервуар и др.) при катодной защите последнего от коррозии. П р и м е ч а н и е - Различают сетевые катодные станции (наиболее распространены), источником электроэнергии для которых являются линии электропередачи, и автономные, в состав которых входят автономные источники питания.

3.25 станция компрессорная: объект магистрального газопровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема и перекачки газа по магистральному газопроводу.

3.26 станция перекачивающая: объект магистрального нефтепродуктопровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефтепродуктов по магистральному нефтепродуктопроводу.

3.27 станция насосная: объект магистрального трубопровода сжиженных углеводородных газов, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки сжиженных углеводородных газов по магистральному трубопроводу.

3.28 станция нефтеперекачивающая: объект магистрального нефтепровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.

3.29 токи блуждающие: токи в земле, протекающие вне предназначенных для них цепей и возникающие вследствие работы посторонних источников тока постоянного или переменного напряжения (электрифицированный транспорт, сварочные агрегаты, устройства электрохимической защиты посторонних сооружений и пр.).

3.30 трасса трубопровода: положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.

3.31 трубопровод магистральный: Единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя здания, сооружения, его линейную часть, в том числе объекты, используемые для обеспечения транспортирования, хранения и (или) перевалки на автомобильный, железнодорожный и водный виды транспорта жидких или газообразных углеводородов, измерения жидких (нефть, нефтепродукты, сжиженные углеводородные газы, газовый конденсат, широкая фракция легких углеводородов, их смеси) или газообразных (газ) углеводородов, соответствующих требованиям законодательства Российской Федерации.

«СП 36.13330.2012 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ ХОЗЯЙСТВУ (ГОССТРОЙ) СВОД ПРАВИЛ СП 36.13330.2012 МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Актуализированная...»

-- [ Страница 1 ] --

СП 36.13330.2012

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ

И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ ХОЗЯЙСТВУ

(ГОССТРОЙ)

СВОД ПРАВИЛ СП 36.13330.2012

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Актуализированная редакция

СНиП 2.05.

Издание официальное

Москва 2012

СП 36.13330.2012

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и утверждения сводов правил – Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. № 858 «О порядке разработки и утверждения сводов правил»

Сведения о своде правил 1 ИСПОЛНИТЕЛИ: открытое акционерное общество «Инжиниринговая нефтегазовая компания – Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК» (ОАО ВНИИСТ), открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (ОАО «АК «Транснефть»), общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), общество с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН») и открытое акционерное общество «Институт по проектированию магистральных трубопроводов»

(ОАО «Гипротрубопровод») 2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики 4 УТВЕРЖДЕН приказом Федерального агентства по строительству и жилищнокоммунальному хозяйству (Госстрой) от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС и введен в действие с 1 июля 2013 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 36.13330.2011 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы»

Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок – в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты».

Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Росстандарта в сети Интернет © Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012 Настоящий нормативный документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания на территории Российской Федерации без разрешения Госстроя

– – –

1 Область применения

3 Термины и определения

4 Сокращения

5 Общие положения

8.1 Общие требования

8.2 Размещение запорной и другой арматуры на трубопроводах

9 Подземная прокладка трубопроводов

9.1 Общие требования

9.2 Прокладка трубопроводов в горных условиях

9.3 Прокладка трубопроводов в районах шахтных разработок

9.4 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

9.5 Прокладка трубопроводов в районах многолетнемерзлых грунтов

10 Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия........... 42

10.1 Общие требования

10.2 Подводные переходы трубопроводов через водные преграды

10.3 Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

12 Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость

12.1 Расчетные характеристики материалов

12.2 Нагрузки и воздействия

12.3 Определение толщины стенки трубопроводов

12.4 Проверка прочности и устойчивости подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов

12.5 Проверка прочности и устойчивости надземных трубопроводов

12.6 Компенсаторы

12.7 Особенности расчета трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах

12.8 Соединительные детали трубопроводов

13 Охрана окружающей среды

14 Защита трубопроводов от коррозии

14.1 Общие требования

14.2 Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями.......... 71

14.3 Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

14.4 Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии.................. 73

14.5 Электрохимическая защита трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов

15 Сети связи магистральных трубопроводов

16 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов

17 Материалы и изделия

17.1 Трубы и соединительные детали

17.2 Сварочные материалы

IIIСП 36.13330.2012

17.3 Изделия

Приложение А (справочное) График для определения коэффициента несущей способности тройников

Библиография

IV СП 36.13330.2012

Введение Настоящий свод правил составлен с учетом требований федеральных законов от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», от 29 декабря 2009 г. № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

ОАО ВНИИСТ (кандидаты техн. наук В.В. Рождественский, Н.Г. Фигаров, В.Б. Ковалевский, К.В. Поликарпов, Е.Л. Семин, И.А. Другова, М.А. Башаев, доктора техн. наук П.П. Глазов, инж.

В.В. Притула, А.П. Шаманин, О.Н. Головкина);

ОАО «АК «Транснефть» (определяет организация), ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (определяет организация); ООО НИИ ТНН (определяет организация); ОАО «Гипротрубопровод» (определяет организация).

– – –

1 Область применения

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

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

Издание официальное СП 36.13330.2012

1.2 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °С свыше 0,2 МПа – сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов – следует выполнять в соответствии с требованиями раздела 16.

Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ПС, ГРС, СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование соответствующих зданий и сооружений, с учетом требований настоящего свода правил.

Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа и менее и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных организаций, следует выполнять в соответствии с требованиями СП 62.13330, СП 110.13330 и СП 125.13330, технических регламентов, стандартов и других нормативных документов в области технического регулирования.

ГОСТ Р 51164–98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ Р 52568–2006 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия ГОСТ 9.602–2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ 2246–70 Проволока стальная сварочная. Технические условия ГОСТ 3845–75 Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением ГОСТ 5457–75 Ацетилен растворенный и газообразный технический.

Технические условия ГОСТ 5494–95 Пудра алюминиевая. Технические условия ГОСТ 5583–78 Кислород газообразный технический и медицинский. Технические условия ГОСТ 6996–66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств ГОСТ 8050–85 Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия ГОСТ 9087–81* Флюсы сварочные плавленые. Технические условия ГОСТ 9238–83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах ГОСТ 9466–75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия ГОСТ 9467–75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы ГОСТ 9544–2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов СП 36.13330.2012 ГОСТ 10157–79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия ГОСТ 12821–80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры ГОСТ 13109–97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения ГОСТ 20448–90 Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунальнобытового потребления. Технические условия ГОСТ 25100–2011 Грунты. Классификация ГОСТ 30456–97 Металлопродукция. Прокат листовой и трубы стальные. Методы испытания на ударный изгиб СП 14.13330.2011 «СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах»

СП 16.13330.2011 «СНиП II-23-81* Стальные конструкции»

СП 18.13330.2011 «СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий»

СП 20.13330.2011 «СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия»

СП 21.13330.2012 «СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах»

СП 22.13330.2011 «СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений»

СП 24.13330.2011 «СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты»

СП 25.13330.2012 «СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах»

СП 28.13330.2012 «СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии»

СП 47.13330.2012 «СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства.

Основные положения»

СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы»

СП 86.13330.2012 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы»

СП 110.13330.2011 «CНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов.

Противопожарные нормы»

СП 125.13330.2012 «СНиП 2.05.13-90 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов»

СНиП 2.01.

51-90 «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны»

П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим сводом правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения В настоящем своде правил применены следующие термины с соответствующими определениями:

СП 36.13330.2012

3.3 бровка траншеи (кювета, выемки): Линия пересечения стенки траншеи (кювета, выемки) с поверхностью земли.

3.7 заглубление трубопровода: Расстояние от верха трубы до поверхности земли; при наличии балласта – расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

3.11 кабель дренажный: Проводник, соединяющий минусовую клемму источника постоянного тока с трубопроводом (катодная дренажная линия) и плюсовую клемму – с анодным заземлением (анодная дренажная линия).

3.18 потенциал защитный: катодный потенциал, обеспечивающий требуемое торможение коррозионного процесса.

СП 36.13330.2012

П р и м е ч а н и е – Различают сетевые катодные станции (наиболее распространены), источником электроэнергии для которых являются линии электропередачи, и автономные, в состав которых входят автономные источники питания.

СП 36.13330.2012 4 Сокращения

В настоящем своде правил применены следующие сокращения:

АГРС – автоматизированная газораспределительная станция;

ВЛ – воздушная линия электропередачи;

ГВВ – горизонт высоких вод;

ГРС – газораспределительная станция;

ДКС – дожимная компрессорная станция;

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КПП – камера пуска (приема) СОД;

КС – компрессорная станция;

ЛЭП – линия электропередачи;

ННБ – наклонно-направленное бурение;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

НС – насосная станция;

ПГРС – промысловая газораспределительная станция;

ПКУ – пункт контроля и управления;

ПРГ – пункт редуцирования газа;

ПС – перекачивающая станция нефтепродуктов;

ПХГ – пункт хранения газа;

СОД – средство очистки (диагностики);

СПХГ – станция подземного хранения газа;

СУГ – сжиженный углеводородный газ;

УЗРГ – узел замера расхода газа;

УКПГ – установка комплексной подготовки газа;

УППГ – установка предварительной подготовки газа;

5 Общие положения

5.1 Магистральные газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы (далее – трубопроводы) следует 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 11.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

5.2 Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре.

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

5.3 Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора следует принимать по .

5.4 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, кроме случаев, изложенных в 5.5.

СП 36.13330.2012

5.5 При прокладке магистральных нефтепроводов по территории городов и других населенных пунктов для подключения их к предприятиям по переработке, перевалке и хранению нефти должны выполняться следующие дополнительные требования:

номинальный диаметр нефтепровода должен быть не более DN 700;

рабочее давление должно быть не более 1,2 МПа, при этом уровень кольцевых напряжений в трубопроводе не должен превышать 30 % нормативного предела текучести металла труб;

трубопровод должен приниматься категории В;

заглубление трубопровода следует принимать не менее 1,2 м;

при соответствующем обосновании следует предусматривать прокладку трубопровода в стальном защитном футляре, методами микротоннелирования, наклонно-направленного бурения, горизонтально-направленного бурения, защиту трубопровода железобетонными плитами, применение других технических решений, обеспечивающих безопасность нефтепровода;

безопасные расстояния от нефтепровода до зданий и сооружений должны быть не менее предусмотренных в таблице 4. Для стесненных условий прохождения трассы магистральным нефтепроводом следует руководствоваться требованиями СП 125.13330.

Прокладка магистральных нефтепроводов по селитебным территориям не допускается.

5.6 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 них сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов .

5.7 Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решаются при проектировании.

5.8 Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочнокомплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проектной документации решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

5.9 В состав магистральных трубопроводов входят:

трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС, ПС, 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 автоматики и телемеханики;

СП 36.13330.2012

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

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;

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

головные и промежуточные НПС, ПС и наливные станции, НС, резервуарные парки, КС и ГРС;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;

указатели и предупредительные знаки.

5.10 При проектировании нефтепровода (нефтепродуктопровода) с подогревом перекачиваемого продукта должен выполняться теплогидравлический расчет, по результатам которого должны определяться технологические параметры пунктов подогрева и места их расстановки по трассе трубопровода.

5.11 Трубопроводы НПС и ПС в пределах промышленных площадок могут прокладываться подземно и (или) надземно в соответствии с проектными решениями.

5.12 Вдольтрассовый проезд для обслуживания трубопроводов должен предусматриваться на труднодоступных участках трассы в соответствии с заданием на проектирование.

Проектирование вдольтрассовых проездов, предусмотренных только для обслуживания трубопровода и его инфраструктуры, необходимо выполнять в соответствии с требованиями стандартов организации – владельца (оператора) магистрального трубопровода.

6.1 Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяют:

класс I – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно;

класс II – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно.

6.2 Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяют на:

6.2.1 Магистральные нефтепроводы:

класс I – при номинальном диаметре свыше DN 1000 до DN 1200 включительно;

класс II – то же, свыше DN 500 до DN 1000 включительно;

класс IV – DN 300 и менее.

6.2.2 Магистральные нефтепродуктопроводы:

класс II – при номинальном диаметре свыше DN 500 до DN 700 включительно;

класс III – то же, свыше DN 300 до DN 500 включительно;

класс IV – DN 300 и менее.

СП 36.13330.2012

6.3 Магистральные трубопроводы и их участки подразделяют на категории в соответствии с таблицей 1.

– – –

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

2 Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы:

первый – болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давлением от 0,02 до 0,03 МПа или работу обычной техники с помощью дорожного покрытия быстрого развертывания, сланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа;

второй – болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по дорожному покрытию быстрого развертывания, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа;

третий – болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств.

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 шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды, следует предусматривать в составе смонтированного трубопровода согласно установленной категории.

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

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

СП 36.13330.2012

Окончание таблицы 3 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. 1в для газопроводов не обязательно.

9 Знак «–» в настоящей таблице означает, что категория не регламентируется.

7 Основные требования к трассе трубопровода

7.1 Выбор трассы трубопроводов должен проводиться на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов с учетом природных особенностей территории, расположения населенных мест, залегания торфяников, а также транспортных путей и коммуникаций, которые могут оказать негативное влияние на магистральный трубопровод.

7.2 Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Российской Федерации.

7.3 Возмещение убытков землепользователям, потерь сельскохозяйственного производства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйству следует определять в установленном порядке.

7.4 Для проезда к трубопроводам должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети.

Необходимость строительства дорог, вдольтрассовых и технологических проездов на период строительства и для эксплуатации трубопровода определяется в задании на проектирование.

7.5 При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемого трубопровода на ближайшие 20 лет, а также условия строительства и обслуживания трубопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т.д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

7.6 Не допускается предусматривать прокладку магистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим организациям – собственникам коммуникаций и сооружений.

7.7 Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами, за исключением случаев прокладки:

кабеля технологической связи данного трубопровода на подводных переходах (в одной траншее) и на переходах через железные и автомобильные дороги (в одном футляре);

газопроводов номинальным диаметром до DN 1000 на давление до 2,5 МПа и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром DN 500 и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог категорий III, IV и V. При этом участки СП 36.13330.2012 трубопроводов, укладываемых по мосту и на подходах к нему на расстояниях, указанных в таблице 4, следует относить к категории I.

7.8 Прокладку трубопроводов по мостам (в случаях, приведенных в 7.7), по которым проложены кабели междугородной связи, допускается проводить только по согласованию с операторами связи – владельцами коммуникаций.

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

7.10 Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, следует выбирать вне зоны динамического удара потока.

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

7.12 Основным принципом использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания для трубопроводов и их сооружений является принцип использования их в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего периода эксплуатации трубопроводов и их сооружений.

7.13 При прокладке газопроводов на участках с малольдистыми многолетнемерзлыми 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.

7.14 При прокладке газопроводов, транспортирующих газ с температурой ниже 0 °С, на участках, сложенных талыми пучинистыми грунтами, необходимо предусматривать специальные мероприятия в соответствии с требованиями СП 25.13330, осуществление которых исключает возможность проявления недопустимых деформаций оснований под трубопроводами.

7.15 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 таблице 4.

7.16 Расстояния от КС, ГРС, НПС, ПС до населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать в зависимости от класса и диаметра газопровода и категории НПС, ПС и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в таблице 5.

СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012 СП 36.13330.2012

7.17 Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками трубопроводов, кроме указанных в 7.20, следует принимать:

при подземной прокладке газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов – по таблице 6;

при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов в районах, указанных в 11.1 (за исключением горной местности), – по таблице 7;

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

– – –

СП 36.13330.2012

7.18 Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в 7.20) следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных: в таблице 7 – при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов, в таблице 8 – при подземной прокладке трубопроводов.

– – –

7.19 Расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов необходимо предусматривать как для газопроводов (за исключением случаев, приведенных в 7.20).

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

7.20 Расстояние 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 многолетнемерзлых 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 таблице 9;

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

7.22 При прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов на расстоянии от них менее 500 м при номинальном диаметре труб DN 700 и менее и 1000 м – при номинальном диаметре труб свыше DN 700, должно предусматриваться устройство с низовой стороны трубопровода защитного вала или канавы, обеспечивающих отвод разлившегося продукта при аварии. Сбор разлившегося продукта должен осуществляться в защитные амбары, расположение которых должно исключать попадание продукта в водотоки и на территорию населенных пунктов.

7.23 Места расстановки НПС, ПС определяются в проектной документации по результатам инженерных изысканий, с учетом профиля трассы магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) и возможных режимов перекачки.

7.24 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 категории II.

7.25 Минимальное расстояние от ближайшего магистрального газопровода первого класса номинальным диаметром DN 1000 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 категории I и принятия дополнительных мер, обеспечивающих безопасную эксплуатацию трубопровода, или до значений, приведенных в таблице 4, при отсутствии в районе прокладки трубопроводов многолетнемерзлых грунтов.

7.26 Ширина просеки для прокладки трубопроводов параллельно линии электропередачи 6 (10) кВ при прохождении по землям лесного фонда принимается как для стесненных участков трассы в соответствии с 3.

СП 36.13330.2012

7.27 Ширину полосы отвода земель на период строительства (реконструкции) магистрального трубопровода по его участкам следует определять в проектной документации с учетом:

временной вдоль трассовой дороги, по которой обеспечивается движение транспортных средств, используемых при строительстве магистрального трубопровода;

технологического зазора для безопасного проезда транспортных средств параллельно колонне работающих трубоукладчиков;

полосы, предназначенной для размещения колонны трубоукладчиков;

технологического зазора между стрелой трубоукладчика и боковой образующей трубопровода;

зоны, предназначенной для размещения сваренного в нитку трубопровода;

траншеи по ее верху;

бермы, предназначенной для предотвращения сползания грунта в траншею;

зоны, предназначенной для временного размещения отвала минерального грунта;

зоны, предназначенной для размещения бульдозеров, выполняющих работу по засыпке траншей минеральным грунтом из отвала;

зоны, предназначенной для временного хранения отвала гумусного слоя, снимаемого с полосы строительства;

зоны, предназначенной для размещения бульдозеров, выполняющих работу по транспортированию и разравниванию отвала гумусного слоя;

зоны вырубки леса для размещения ВЛ.

8 Конструктивные требования к трубопроводам

8.1 Общие требования 8.1.1 Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

8.1.2 При отсутствии необходимости в 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.

8.1.3 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.

8.1.4 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 не менее пяти его номинальных диаметров DN.

8.1.5 Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. Допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при номинальном диаметре их не более DN 500.

8.1.6 На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция которых определяется проектной документацией.

СП 36.13330.2012

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

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

8.1.8 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.

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

8.1.10 В местах примыкания магистральных трубопроводов к обвязочным трубопроводам компрессорных станций, НПС, ПС, НС, узлам пуска и приема СОД, 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 (т.е. незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов-упоров тех же конфигураций.

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

8.1.11 На трассе трубопровода должна предусматриваться установка опознавательных знаков (со щитами-указателями) высотой 1,5–2 м от поверхности земли. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более чем через 1 км, а также дополнительно на углах поворота и, как правило, совмещаются с катодными выводами.

8.2 Размещение запорной и другой арматуры на трубопроводах 8.2.1 На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.

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

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более и на однониточных переходах категории В согласно требованиям 10.2.13;

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

СП 36.13330.2012 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 номинальным диаметром DN 1400 мм

газопровода номинальным диаметром DN 1400 мм до DN 1000 мм включ......750 м газопровода номинальным диаметром менее DN 1000 мм

(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, за исключением водных преград шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды;

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.

Примечания 1 Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, 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).

3 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 КС («шлейфах») на расстоянии 250 м от ограды КС.

8.2.2 При параллельной прокладке двух или более ниток газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу. 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.

П р и м е ч а н и е – Требование настоящего пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения не распространяется.

8.2.3 Запорная арматура номинальным диаметром DN 400 и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

СП 36.13330.2012

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

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

8.2.5 На обоих концах участков газопроводов 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 номинальном диаметре газопровода до DN 1000 и не менее 50 м – при номинальном диаметре газопровода DN 1000 и более.

8.2.6 Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5–2 ч. 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 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.

Расстояние до продувочных свечей на магистральных газопроводах от крайних неотклоненных проводов воздушной линии электропередачи высокого напряжения, следует принимать не менее 300 м. На участках стесненной трассы воздушной линии электропередачи высокого напряжения это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных воздушных линий электропередачи высокого напряжения, располагаемых как на общих, так и на раздельных опорах.

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

8.2.7 Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектной документацией.

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

8.2.9 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

8.2.10 Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах, нефтепродуктопроводах и трубопроводах сжиженного газа должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление. Электроприводы запорной арматуры должны иметь внешнюю пусковую аппаратуру, установленную в ПКУ.

8.2.11 Запорная арматура, устанавливаемая на переходах через водные преграды:

для газопроводов класса I номинальным диаметром DN 1000 и более должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия;

для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна быть обеспечена электроснабжением от двух независимых взаимно резервирующих источников питания с устройствами автоматического восстановления питания (потребители первой категории электроснабжения).

СП 36.13330.2012 9 Подземная прокладка трубопроводов

9.1 Общие требования 9.1.1 Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать, м, не менее:

при номинальном диаметре менее DN 1000

при номинальном диаметре DN 1000 и более (до DN 1400)

на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению

в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований...... 1,0;

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

на пахотных и орошаемых землях

при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов (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.

9.1.2 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 требованиями раздела 12.

9.1.3 Ширину траншеи понизу следует назначать не менее:

DN + 300 мм – для трубопроводов номинальным диаметром до DN 700;

1,5 DN – для трубопроводов номинальным диаметром DN 700 и более.

При номинальных диаметрах трубопроводов DN 1200 и DN 1400 и траншеях с откосом свыше 1: 0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины DN +500 мм.

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

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

Пересечения трубопроводов с другими сетями инженерно-технического обеспечения (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СП 18.13330.

При пересечении с водопроводами питьевого назначения водопроводы питьевого назначения должны располагаться выше магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Допускается располагать магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы выше трубопроводов, транспортирующих воду питьевого назначения, при условии прокладки водопроводов питьевого назначения в защитных футлярах, при этом концы футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м.

9.1.5 Для трубопроводов номинальным диаметром DN 1000 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 СП 36.13330.2012 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 номинальным диаметром DN 700 и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.

9.1.6 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. При применении в скальных и мерзлых грунтах взрывного способа рыхления подсыпка из мягких грунтов должна быть толщиной не менее 20 см над выступающими частями основания под трубопроводы, при этом применяемый грунт не должен содержать мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 5 см в поперечнике.

Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или при засыпке с применением специальных устройств.

9.1.7 Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения грунтов типа II просадочности необходимо выполнять с учетом требований СП 22.13330.

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 СП 22.13330.

9.1.8 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.

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

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

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

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

9.1.13 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.

– – –

или по водораздельным участкам, избегая неустойчивых и крутых склонов, а также районов селевых потоков.

9.2.2 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.

9.2.3 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 при 5 % 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.

9.2.4 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.

9.2.5 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 проведения строительно-монтажных работ и последующей эксплуатации трубопровода при соблюдении следующего условия tgгр tg к, (1) nу где к – угол наклона косогора, град.;

гр – угол внутреннего трения грунта насыпи, град.;

nу – коэффициент запаса устойчивости насыпи против сползания, принимаемый равным 1,4.

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

9.2.6 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 придают уклон 2 % в обе стороны от оси СП 36.13330.2012 траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее 2 % в сторону откоса.

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

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 проектной документацией 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 к категории II.

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

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

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

9.2.8 В зависимости от инженерно-геологических условий, рельефа и протяженности горной местности, экономической целесообразности и других условий допускается прокладка трубопроводов в тоннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна быть обоснована в проектной документации.

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

9.3 Прокладка трубопроводов в районах шахтных разработок 9.3.1 Проектирование трубопроводов, предназначенных для строительства на территориях, где проводится или планируется проведение горных выработок, следует осуществлять в соответствии с требованиями СП 21.13330 и настоящим сводом правил.

Воздействие деформации земной поверхности на трубопроводы должно учитываться при расчете трубопроводов на прочность в соответствии с требованиями раздела 12.

9.3.2 Строительство трубопроводов допускается осуществлять в любых горногеологических 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.

9.3.3 Пересечение шахтных полей трубопроводами следует предусматривать:

на пологопадающих пластах – вкрест простирания;

на крутопадающих пластах – по простиранию пласта.

9.3.4 Конструктивные мероприятия по защите подземных трубопроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатам расчета трубопроводов на прочность и осуществляться путем увеличения деформативной СП 36.13330.2012 способности трубопроводов в продольном направлении за счет применения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом. Расстояния между компенсаторами устанавливают расчетом в соответствии с разделом 12.

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

9.3.6 Надземную прокладку трубопроводов с учетом требований раздела 11 следует предусматривать, если по данным расчета напряжения в подземных трубопроводах не соответствуют требованиям раздела 12, а увеличение деформативности трубопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Надземную прокладку 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.

9.3.7 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.

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

9.4 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах 9.4.1 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 выполнять с учетом сейсмических воздействий.

9.4.2 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.

9.4.3 При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорных участков, участков с неустойчивыми и просадочными грунтами, территорий горных выработок и активных тектонических разломов, а также участков, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

Прокладка трубопроводов в перечисленных условиях может быть осуществлена в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании. При этом в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода.

9.4.4 Все монтажные сварные соединения трубопроводов, прокладываемых в районах с сейсмичностью согласно 9.4.1, должны подвергаться радиографическому контролю вне зависимости от категории трубопровода или его участка.

СП 36.13330.2012

9.4.5 Не допускается жесткое соединение трубопроводов со стенами зданий, сооружениями и оборудованием.

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 наружный диаметр трубопровода не менее чем на 200 мм.

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

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

9.4.7 При прокладке трубопровода через зоны активных тектонических разломов возможность сохранения способа прокладки, принятого на прилегающих к разлому участках, должна быть обоснована расчетом на сейсмопрочность при воздействии на трубопровод смещающихся берегов разлома. При этом в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода.

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

9.4.9 Конструкции опор надземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.

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

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

9.4.12 Для трубопроводов номинальным диаметром свыше DN 1000, 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.

9.5 Прокладка трубопроводов в районах многолетнемерзлых грунтов 9.5.1 Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах многолетнемерзлых грунтов, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование для условий многолетнемерзлых грунтов, с учетом требований настоящего свода правил.

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

9.5.3 Выбор трассы для трубопровода и площадок для его объектов должен проводиться на основе:

СП 36.13330.2012 мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:100000;

схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;

карт относительной осадки грунтов при оттаивании;

карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

9.5.4 На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов в соответствии с требованиями СП 47.13330.

9.5.5 В зависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания должны рассматриваться следующие принципы использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания трубопровода:

принцип I – многолетнемерзлые грунты основания используются в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего периода эксплуатации трубопровода;

принцип II – многолетнемерзлые грунты основания используются в оттаянном или оттаивающем состоянии (с их предварительным оттаиванием на расчетную глубину до начала возведения трубопровода или с допущением их оттаивания в период эксплуатации трубопровода).

Трубопроводы при использовании их по принципу II необходимо рассчитывать на просадки и пучения.

9.5.6 При выборе трассы трубопровода на многолетнемерзлых грунтах следует учитывать требования 7.12.

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

9.5.8 Способ прокладки выбирается в зависимости от температуры и физических свойств грунта. При чередовании просадочных многолетнемерзлых грунтов и талых грунтов целесообразно выполнять объединение участков до 5 км и более с устройством надземной прокладки.

9.5.9 На отдельных участках трассы трубопровода допускается:

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

промерзание талых непучинистых грунтов при транспортировании газа с отрицательной температурой.

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

9.5.11 Глубину прокладки подземного трубопровода определяют принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

9.5.12 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 и не менее, чем на 0,5 м выше максимального уровня снегового покрова.

СП 36.13330.2012 9.5.13 При прокладке трубопроводов в насыпях должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений.

10 Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

10.1 Общие требования 10.1.1 К естественным и искусственным препятствиям относят реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

10.1.2 Прокладка переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия должна выполняться траншейным и бестраншейным способами: методами наклонно-направленного бурения, микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки, «труба в трубе», надземной прокладкой.

Выбор способа прокладки должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.

10.2 Подводные переходы трубопроводов через водные преграды 10.2.1 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 выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

Примечания 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 уполномоченными органами государственной власти и заинтересованными организациями.

Границами подводного перехода, определяющими его длину, являются:

для однониточного перехода и основной нитки многониточного перехода – участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах, а при ее отсутствии (на газопроводах) – участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10 % обеспеченности;

для резервной нитки многониточного перехода, оборудованного камерами пуска (приема) средств очистки (диагностики) – участок, ограниченный затворами камеры пуска и камеры приема средств очистки (диагностики), установленных на этой нитке.

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

СП 36.13330.2012

10.2.3 Выбор створа перехода трубопровода проводят с учетом гидрологоморфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.

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

10.2.4 Прокладка переходов через водные преграды должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величину заглубления устанавливают с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании перехода через водную преграду должна назначаться не менее чем 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, величину заглубления трубопровода принимают не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

Допускается прокладка трубопровода по дну водной преграды. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие его надежность при эксплуатации.

10.2.5 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 таблице 4, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.

10.2.6 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 таблице 4 как для подземной прокладки.

10.2.7 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 номинальным диаметром до DN 1000 включительно;

50 м для газопроводов номинальным диаметром свыше DN 1000.

На многониточном переходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных трубопроводов СП 36.13330.2012 (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 проектной документации, исходя из условий производства работ по устройству подводной траншеи и возможности укладки в нее трубопровода.

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

10.2.9 Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1 %-ной обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с требованиями раздела 12.

10.2.10 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 условий прокладки кабеля данного трубопровода.

Крутизну откосов подводных траншей следует назначать по СП 86.13330.

10.2.11 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.

10.2.12 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.

10.2.13 Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах трубопроводов, по 8.2.1 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.

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

10.2.15 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 устанавливают в проектной документации.

Примечания 1 При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10 % 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 и горных рек.

2 Диаметр резервной нитки определяется проектной документацией.

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

СП 36.13330.2012 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.

Резервные нитки подводных переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должны быть оборудованы КПП СОД.

Стационарные узлы пуска и приема СОД на резервной нитке подводного перехода должны располагаться:

на отметках не ниже отметок горизонта высоких вод 10 % обеспеченности и выше отметок ледохода;

на берегах горных рек – на отметках не ниже отметок горизонта высоких вод 2 % обеспеченности;

вне пределов водоохранной зоны.

10.2.16 При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб номинальным диаметром DN 1000 и более, следует проводить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

10.2.17 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 грузов или анкерных устройств.

10.2.18 На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно «Правилам плавания по внутренним водным путям Российской Федерации»

4 и «Правилам охраны магистральных трубопроводов» 2.

10.2.19 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 должны быть обеспечены прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток.

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

10.2.21 Прокладку трубопроводов на болотах следует предусматривать, как правило, прямолинейно с минимальным числом поворотов.

В местах поворота следует применять упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии с требованиями раздела 11.

10.2.22 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 устройства выстилки из мелколесья. Выстилка должна покрываться слоем местного или привозного грунта толщиной не менее 25 см, по которому укладывается трубопровод.

10.2.23 Размеры насыпи при укладке в ней трубопровода номинальным диаметром свыше DN 700 с расчетным перепадом положительных температур на данном участке СП 36.13330.2012 следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий.

10.2.24 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 – 1,5 номинального диаметра DN трубопровода, но не менее 1,5 м;

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

10.2.25 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 проектной документацией.

10.2.26 При проектировании насыпи должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Прилегающие откосы и дно водопропускных сооружений должны быть укреплены.

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

10.2.27 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 и закрепления (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта, анкера и др.).

10.2.28 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.

10.2.29 При подземной прокладке трубопроводов через водные преграды шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды применяется, как правило, траншейный способ.

10.3 Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги 10.3.1 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°. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

При прокладке в стесненных условиях, допускается угол пересечения трубопровода не менее 60°. При этом категория участков трубопровода в пределах

СП 36.13330.2012

расстояний, указанных в таблице 4, примыкающих к переходам (см. перечисление е) пункта 3 таблицы 3), должна быть не ниже категории переходов.

Угол пересечения магистральных трубопроводов с некатегорийными дорогами (лесные, полевые и т.п.) не нормируется.

10.3.2 Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные 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 условием производства работ и конструкцией переходов и 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 – 50 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 – 25 м, но не менее 2 м – от подошвы насыпи.

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

Кабель связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги прокладывают в защитном футляре или отдельно в трубах.

10.3.3 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

от оси крайнего пути промышленных дорог

от подошвы земляного полотна автомобильных дорог

Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.

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

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины следует принимать до верхней образующей трубопровода.

Заглубление участков трубопровода под автомобильными дорогами на территории КС, НПС и ПС принимают в соответствии с требованиями СП 18.13330.

10.3.5 Расстояние между параллельными трубопроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние

СП 36.13330.2012

должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке линейной части магистральных трубопроводов.

10.3.6 Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.

10.3.7 Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м, не более:

для стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог – 10;

для стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах – 20 м;

для труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах – 30 м.

11 Надземная прокладка трубопровода

11.1 Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения многолетнемерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований 5.1.

В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.

11.2 При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие прохождение СОД.

Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований раздела 12.

11.3 При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях, при соответствующем обосновании в проектной документации, допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.

Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями раздела 12.

11.4 В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

11.5 При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия СП 36.13330.2012 продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

В балочных системах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следует предусматривать мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

11.6 Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор с обеспечением мер защиты персонала при грозовых разрядах.

11.7 Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы следует принимать в соответствии с требованиями СП 18.13330, но не менее 0,5 м.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках, где предусматривается использование многолетнемерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения многолетнемерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом.

При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

11.8 При прокладке трубопроводов через препятствия, в том числе, через овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения следует принимать при пересечении:

оврагов и балок – не менее 0,5 м до уровня воды при 5 % обеспеченности;

несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, – не менее 0,2 м до уровня воды при 1 % обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

судоходных и сплавных рек – не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1 % обеспеченности).

11.9 При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита «С» по ГОСТ 9238.

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

до подошвы откоса насыпи

до бровки откоса выемки…………………………………….

до крайнего рельса железной дороги

11.10 В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

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

12.2 Нагрузки и воздействия 12.2.1 Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СП 20.13330.

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке следует принимать по таблице 14. Допускается принимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в таблице 14 при соответствующем обосновании, исходя из условий эксплуатации трубопровода.

12.2.2 При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть СП 36.13330.2012 ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

– – –

СП 36.13330.2012 Для природного газа допускается принимать qгаз 102 p Dвн, (5) где р – рабочее (нормативное) давление, МПа;

Dвн – обозначение то же, что в формуле (4).

Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода qпрод, Н/м, следует определять по формуле Dвн qпрод 104 н g, (6) где н – плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м3;

g, Dвн – обозначения те же, что в формуле (4).

12.2.5 Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы qлед, Н/м, следует определять по формуле qлед 0,17 b Dн, (7) где b – толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СП 20.13330;

Dн – наружный диаметр трубы, см.

12.2.6 Нормативную снеговую нагрузку рсн, Н/м2, на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СП 20.13330.

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

12.2.7 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 категорий I, II, III и IV.

12.2.8 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, НПС и ПС должны указываться в проектной документации.

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

12.2.10 Выталкивающая сила воды qв, Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле СП 36.13330.2012 Dн.и в g, (8) qв где Dн.и – наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

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

g – обозначение то же, что в формуле (4).

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

12.2.11 Нормативную ветровую нагрузку на 1 м трубопровода qвет, Н/м, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле с д qвст qн qн Dн.и, (9) с где qн – нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СП 20.13330;

д qн – нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/мм2, определяемое согласно СП 20.13330 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

Dн.и – обозначение то же, что в формуле (8).

12.2.12 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.

12.2.13 Обвязочные трубопроводы КС, НПС, ПС 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.

12.2.14 Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивность возможных землетрясений для различных участков трубопроводов определяется в соответствии с СП 14.13330, по картам сейсмического районирования России и списку населенных пунктов России, расположенных в сейсмических районах, с учетом данных сейсмомикрорайонирования.

12.2.15 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.

12.2.16 Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводов назначается согласно СП 14.13330.

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

12.2.17 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 k0, принимаемого в соответствии с п. 12.7.7 в зависимости от характеристики трубопровода.

СП 36.13330.2012

12.3 Определение толщины стенки трубопроводов Расчетную толщину стенки трубопровода, см, следует определять по формуле n p Dн, (10) 2 R1 n p где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по таблице 14;

p – обозначение то же, что в формуле (5);

Dн – обозначение то же, что в формуле (7);

R1 – обозначение то же, что в формуле (2);

Толщину стенки труб, определенную по формуле (10), следует принимать не менее 1/100 DN.

При этом толщина стенки труб должна быть не менее:

для труб номинальным диаметром DN 200 и менее – 3 мм;

для труб номинальным диаметром более DN 200 – 4 мм.

Для учета уровня ответственности, связанного с объемом экономических, социальных и экологических последствий разрушения магистрального трубопровода с номинальным диаметром DN 1000 и более толщина стенки для этих диаметров должна приниматься не менее 12 мм.

Толщина стенки должна удовлетворять условию, чтобы величина давления, определяемого по 17.2.14, была не менее величины рабочего (нормативного) давления.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного действующими стандартами на трубную продукцию. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

– – –

где н – максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения пр в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно 12.4.3;

1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (пр.N 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (пр.N 0) – определяемый по формуле

– – –

СП 36.13330.2012 пр.гр – предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода, МПа;

l – длина участка однозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемого трубопроводом, см;

Ф1 – определяется по формуле:

1 0,9 0, 65 sin l / lm 0,5 ; (24) 0 – максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой трубопроводом, см;

н – номинальная толщина стенки трубы, см;

uмакс – перемещение, соответствующее наступлению предельного значения пр.гр, см.

12.4.4 Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия m N кр, (25) S 1,1 где S – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н, определяемое по 12.4.5;

высшего профессионального образования "НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ...» постановлением Госстроя России от 23 июля 2001 года № 87 УКАЗАНИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГОСУДАРСТВЕННЫХ...» космического приборостроения АН Узбекистана на самодельной приемной станции. Собрали ее ученые на обычных конторских столах. Вдобавок к ней установили наружную вращающуюс...» доц.) Донецкий национальный технический университет, г. Покровск, Украина ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ГОРНЯКОВ ЗА СЧЕТ ОБЕСПЕЧЕНИЯ...» "СПЕЦТЕХНИКА И СВЯЗЬ" МВД РОССИИ Задача конференции...» "МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ" РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ "Обследо...» программой, обеспечивающей установку ПО UABUFR на диск ПЭВМ, размещен на сайте НТЦР ФГБУ "ЦАО" на страницы htt...»

2017 www.сайт - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн материалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам , мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Актуализированная редакция

СНиП 2.05.06-85*

Москва 2013

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и утверждения сводов правил - Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. № 858 «О порядке разработки и утверждения сводов правил»

Сведения о своде правил

1. ИСПОЛНИТЕЛИ: открытое акционерное общество «Инжиниринговая нефтегазовая компания - Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК» (ОАО ВНИИСТ), открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (ОАО «АК «Транснефть»), общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН») и открытое акционерное общество «Институт по проектированию магистральных трубопроводов» (ОАО «Гипротрубопровод»)

2. ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3. ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики

4. УТВЕРЖДЕН приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС и введен в действие с 1 июля 2013 г.

5. ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 36.13330.2011 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы»

Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Росстандарта в сети Интернет

Перед направлением электронного обращения в Минстрой России, пожалуйста, ознакомьтесь с изложенными ниже правилами работы данного интерактивного сервиса.

1. К рассмотрению принимаются электронные обращения в сфере компетенции Минстроя России, заполненные в соответствии с прилагаемой формой.

2. В электронном обращении может содержаться заявление, жалоба, предложение или запрос.

3. Электронные обращения, направленные через официальный Интернет-портал Минстроя России, поступают на рассмотрение в отдел по работе с обращениями граждан. Министерство обеспечивает объективное, всестороннее и своевременное рассмотрение обращений. Рассмотрение электронных обращений осуществляется бесплатно.

4. В соответствии с Федеральным законом от 02.05.2006 г. N 59-ФЗ "О порядке рассмотрения обращений граждан Российской Федерации" электронные обращения регистрируются в течение трёх дней и направляются в зависимости от содержания в структурные подразделения Министерства. Обращение рассматривается в течение 30 дней со дня регистрации. Электронное обращение, содержащее вопросы, решение которых не входит в компетенцию Минстроя России, направляется в течение семи дней со дня регистрации в соответствующий орган или соответствующему должностному лицу, в компетенцию которых входит решение поставленных в обращении вопросов, с уведомлением об этом гражданина, направившего обращение.

5. Электронное обращение не рассматривается при:
- отсутствии фамилии и имени заявителя;
- указании неполного или недостоверного почтового адреса;
- наличии в тексте нецензурных или оскорбительных выражений;
- наличии в тексте угрозы жизни, здоровью и имуществу должностного лица, а также членов его семьи;
- использовании при наборе текста некириллической раскладки клавиатуры или только заглавных букв;
- отсутствии в тексте знаков препинания, наличии непонятных сокращений;
- наличии в тексте вопроса, на который заявителю уже давался письменный ответ по существу в связи с ранее направленными обращениями.

6. Ответ заявителю обращения направляется по почтовому адресу, указанному при заполнении формы.

7. При рассмотрении обращения не допускается разглашение сведений, содержащихся в обращении, а также сведений, касающихся частной жизни гражданина, без его согласия. Информация о персональных данных заявителей хранится и обрабатывается с соблюдением требований российского законодательства о персональных данных.

8. Обращения, поступившие через сайт, обобщаются и представляются руководству Министерства для информации. На наиболее часто задаваемые вопросы периодически публикуются ответы в разделах «для жителей» и «для специалистов»

2 . Нормативные ссылки

В настоящем своде правил использованы ссылки на следующие нормативные документы:

футляр (кожух) защитный : Конструкция из трубы диаметра большего, чем основной диаметр трубопровода, предназначенная для восприятия внешних нагрузок и предохраняющая от выброса транспортируемого вещества на пересечениях искусственных и естественных препятствий.

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 . При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

5.2. Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре.

5.3. Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора следует принимать по СП 165.1325800 .

(Измененная редакция. Изм. № 1)

5.4. 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.

5.7. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решаются при проектировании.

5.8. Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проектной документации решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

5.9. В состав магистральных трубопроводов входят:

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

головные и промежуточные НПС, ПС и наливные станции, НС, резервуарные парки, КС и ГРС;

СПХГ;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;

указатели и предупредительные знаки.

5.10. При проектировании нефтепровода (нефтепродуктопровода) с подогревом перекачиваемого продукта должен выполняться теплогидравлический расчет, по результатам которого должны определяться технологические параметры пунктов подогрева и места их расстановки по трассе трубопровода.

5.11. Трубопроводы НПС и ПС в пределах промышленных площадок могут прокладываться подземно и (или) надземно в соответствии с проектными решениями.

5.12. Вдольтрассовый проезд для обслуживания трубопроводов должен предусматриваться на труднодоступных участках трассы в соответствии с заданием на проектирование.

Проектирование вдольтрассовых проездов, предусмотренных только для обслуживания трубопровода и его инфраструктуры, необходимо выполнять в соответствии с требованиями стандартов организации - владельца (оператора) магистрального трубопровода.

6. Классификация и категории магистральных трубопроводов

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

Примечания

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

2. Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы:

первый - болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давлением от 0,02 до 0,03 МПа или работу обычной техники с помощью дорожного покрытия быстрого развертывания, сланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа;

второй - болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по дорожному покрытию быстрого развертывания, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа;

третий - болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств.

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 шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды, следует предусматривать в составе смонтированного трубопровода согласно установленной категории.

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

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

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. 1в для газопроводов не обязательно.

9. Знак «-» в настоящей таблице означает, что категория не регламентируется.

7.16. Расстояния от КС, ГРС, НПС, ПС до населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать в зависимости от класса и диаметра газопровода и категории НПС, ПС и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в таблице .

2012 Магистральные трубопроводы. СП36.13330.2012 Магистральные трубопроводы Термины и определения

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ

И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ ХОЗЯЙСТВУ

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

2 . Нормативные ссылки

6. Классификация и категории магистральных трубопроводов