СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

СП 34-116-97

ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ, СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ

ПРОМЫСЛОВЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Instructions For Design,

Construction and Redesign of Field Oil and Gas Pipelines

Дата введения 1998-04-01

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РАЗРАБОТАНА Всероссийским научно-исследовательским институтом по строительству трубопроводов и объектов ТЭК (АО ВНИИСТ), при участии Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ООО ВНИИГАЗ) и проектного и научно-исследовательского института  "ГазНИИпроект".

2. СОГЛАСОВАНА Госстроем России, письмо № 13-754 от 02.12.97 г.; Госгортехнадзором России, письмо № 10-03/723 от 04.12.97 г.

3. РАЗРАБОТАНА по заданию Департамента нефтяной и газовой промышленности и Управления координации инвестиционных программ в ТЭК по договору с Минтопэнерго России.

4. УТВЕРЖДЕНА И ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ с 1 апреля 1998 года приказом Минтопэнерго России от 23.12.1997 г. № 441.

5. Разработчики выражают благодарность специалистам ВНИИ ГОЧС, Газнадзора РАО "Газпром", ГП Роснефти, Гипроспецгаза, АО "Сибпроектстроя" и ВНИИПО МВД за полезные замечания и предложения, представленные по первой редакции "Инструкции+".

ВВЕДЕНИЕ

"Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов" устанавливает технические характеристики промысловых нефтегазопроводов, обеспечивающие безопасность людей, сооружений и окружающей среды в зонах прокладки этих трубопроводов при выполнении ими основной задачи по транспорту планового количества продукта.

Достижение необходимых эксплуатационных характеристик осуществляется путем регламентации конструктивных решений, назначения системы расчетных коэффициентов, обеспечивающих необходимый уровень надежности, назначения безопасных расстояний между параллельными трубопроводами и от трубопроводов до наземных инженерных сооружений, обеспечивающих нормативный уровень риска, назначения требований к технологическим операциям сооружения трубопроводов, обеспечивающих высокое качество строительства трубопроводов в различных природных условиях при минимальном воздействии на окружающую среду и соблюдении техники безопасности, путем применения прогрессивных технологических решений.

Срок действия "Инструкции" - до выхода СНиП "Промысловые трубопроводы".

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы распространяются на проектируемые строящиеся и реконструируемые промысловые стальные трубопроводы диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

1.2. Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяются настоящие нормы:

1.2.1. Для газовых и газоконденсатных месторождений:

газопроводы-шлейфы, предназначенные для транспортирования газа и газового конденсата от скважин месторождений и ПХГ до УКПГ, УППГ и от КС ПХГ до скважин для закачки газа в пласт;

газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, трубопроводы для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДКС, КС, ПХГ, ГПЗ, независимо от их протяженности;

трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи ее в скважины для закачки в поглощающие пласты;

метанолопроводы.

1.2.2. Для нефтяных месторождений:

выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до УКПГ, УППГ или до потребителей;

нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от ПС нефти и ДНС до ЦПС;

газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;

газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;

ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.

Сокращенные названия промысловых объектов даны в справочном Приложении 1.

В дальнейшем тексте норм за исключением особо оговоренных случаев вместо слов "промысловый(е) трубопровод(ы)" будет употребляться слово "трубопровод(ы)".

Примечание:

1. Границами промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в пределах бровки отсыпки соответствующих площадок или условной границы участка.

2. К коллекторам (сборным, межпромысловым трубопроводам) относятся трубопроводы, транспортирующие продукт от пунктов подготовки (сбора) до головных сооружений или ГПЗ.

3. Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть - к нефтепроводам.

1.3. Настоящие нормы не распространяются на трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1 МПа) и продуктов с температурой выше 100 °С, водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

2.1. Промысловые трубопроводы могут проектироваться подземными, наземными с последующей отсыпкой насыпи или надземными на опорах. Основным видом прокладки трубопроводов должна быть подземная.

2.2. Трубопроводы, транспортирующие одинаковые и различные продукты, могут прокладываться параллельно действующим или проектируемым промысловым трубопроводам.

2.3. 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.

2.4. При проектировании трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, установленную на трубопроводах, необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

2.5. Трубопроводы для транспорта газа и газового конденсата газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ, а также нефтяного газа в зависимости от рабочего давления подразделяются на четыре класса:

I класс - при рабочем давлении свыше 20 МПа до 32 МПа включительно;

II класс - при рабочем давлении свыше 10 МПа до 20 МПа включительно;

III класс - при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;

IV класс - при рабочем давлении свыше до 2,5 МПа включительно.

2.6. Трубопроводы для транспорта нефти, нефтепродуктов и других жидких продуктов нефтяных месторождений в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

I класс - трубопроводы условным диаметром 600 мм и более;

II класс - трубопроводы условным диаметром менее 600 мм до 300 мм включительно;

III класс - трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.

2.7. Промысловые трубопроводы должны быть запроектированы и построены таким образом, чтобы была обеспечена надежная и безопасная их эксплуатация в течение всего срока службы путем выбора соответствующих исходных материалов, обеспечения необходимого уровня надежности и нормативного уровня риска, обеспечения качества строительства.

2.8. Трубопроводы нефтесбора нефтяных месторождений, а также трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений, магистрального транспорта, должны выполняться из труб, имеющих внутреннее антикоррозионное покрытие.

2.9. Основными критериальными характеристиками конструкций трубопроводов являются:

свойства исходных материалов для сооружения трубопроводов (труб, соединительных деталей, арматуры, изоляционных покрытий, теплоизоляции, балластирующих устройств и др.), которые определяются соответствием их требованиям действующих норм, ГОСТ, ТУ на эти изделия;

надежность трубопроводов при заданных условиях эксплуатации по давлению и температуре, которая определяется соответствием принятых конструктивных решений трубопроводов (толщина стенки трубопровода, глубина заложения, радиусы изгиба, пролеты при надземной прокладке, изоляционные покрытия и т.д.) требованиям действующих норм;

безопасность, в т.ч. пожарная, которая определяется назначением соответствующих безопасных расстояний от промысловых трубопроводов до зданий и сооружений, находящихся в зонах прохождения трубопроводов;

качество строительства, которое определяется соответствием результатов контроля качества при сооружении трубопроводов, требованиям действующих норм;

стабильность положения трубопровода в пространстве и во времени в течение всего срока эксплуатации. Эта эксплуатационная характеристика особенно важна для надземных прокладок трубопроводов. Здесь должно быть предусмотрено в процессе эксплуатации проведение освидетельствования положения трубопровода на опорах с целью восстановления, в случае необходимости его проектного положения;

сохранность необходимого уровня коррозионной защиты трубопровода в течение всего срока его эксплуатации, которая обеспечивается поддержанием параметров, определяющих защищенность трубопровода на требуемом уровне.

2.10. Гидравлический и тепловой расчеты трубопроводов осуществляется в соответствии с действующими методиками или требованиями. Список рекомендуемых методик приведен в РД 39-132-94.

3. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

3.1. Материалы и изделия, применяемые для строительства промысловых трубопроводов, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям настоящего раздела.

3.2. Применение материалов и изделий, не имеющих сопроводительного документа, подтверждающего соответствие их требованиям государственных стандартов или технических условий, не допускается.

Трубы и соединительные детали

3.3. Для промысловых трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, сварные прямошовные и спиральношовные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей, по ГОСТам и техническим условиям, утвержденным в установленном порядке с выполнением требований настоящего раздела.

Допускается применение импортных труб, соответствующих требованиям настоящего раздела.

3.4. Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1% для труб толщиной стенки менее 20 мм и 0,8% для труб толщиной стенки 20 мм и более.

3.5. Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины: общая кривизна не должна превышать 0,15% длины трубы.

3.6. В металле труб и изделий не допускаются трещины, плены, рванины и закаты, а также расслоения, превышающие пределы, установленные соответствующими нормативными документами на их поставку. В зоне шириной не менее 40 мм от торцов труб не допускаются расслоения, превышающие 6,5 мм. Не допускается никаких расслоений, выходящих на торцы труб и приварных изделий.

Допускается зачистка поверхностных дефектов, кроме трещин, при условии, что толщина стенки после зачистки не выходит за пределы своего минимального значения.

3.7. Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торцов (косина реза) не должно превышать 1,6 мм для труб номинальным наружным диаметром 1020 мм и более и 1,2 мм для труб номинальным наружным диаметром менее 1020 мм.

3.8. Концы труб должны иметь фаску, выполненную механическим способом. Для труб номинальной толщиной стенки менее 15 мм используется фаска с углом скоса 30° и допускаемым отклонением минус 5°. Для труб номинальной толщиной стенки 15 мм и более должна быть использована фигурная форма разделки кромок.

Притупление должно быть в пределах 1-3 мм.

3.9. Ударная вязкость (KCU) на поперечных образцах типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 (1 изменение) (Шарпи) и процент вязкой составляющей в изломе для основного металла труб номинальной толщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 1. Для труб номинальной толщиной стенки 6-12 мм допускается изготовление полнотолщинных (без обработки черновых поверхностей) образцов на ударную вязкость. Для труб номинальной толщины стенки менее 6 мм ударная вязкость не определяется. Для труб диаметром 325 мм и менее допускается определение ударной вязкости на продольных образцах. Для труб диаметром менее 168 мм ударная вязкость на образцах Шарпи не определяется.

Процент вязкой составляющей в изломе следует определять на полнотолщинных образцах DWTT высотой 75 мм для труб номинальной толщины стенки 8,5 мм и более и высотой 50 мм для труб номинальной толщины стенки менее 8,5 мм.

Таблица 1

Требования к ударной вязкости KCU и вязкой составляющей

в изломе для основного металла труб

Для труб толщиной стенки до 12 мм включительно допускается определение вязкой составляющей в изломе на образцах Шарпи. Для труб условным диаметром менее 500 мм, а также для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по вязкой составляющей в изломе не предъявляются, если эти требования специально не оговорены нормативной документацией на поставку.

3.10. Ударная вязкость (KCU) для основного металла и сварных соединений труб и соединительных деталей на образцах типа 1-3 по ГОСТ 9454-78 и ГОСТ 6996-66, соответственно, должна отвечать требованиям, приведенным в табл. 2 и определенным при температуре минус 60 °С для изделий северного исполнения и минус 40 °С для изделий обычного (умеренного) исполнения. Направления и условия вырезки образцов из основного металла труб и соединительных деталей должны удовлетворять требованиям п. 3.9. Местоположение надреза на образцах со сварными соединениями устанавливается нормативной документацией на поставку.

Таблица 2

Требования к ударной вязкости KCU

3.11. Ударная вязкость сварных соединений для труб, выполненных дуговой сваркой, на образцах с острым надрезом (Шарпи) при температуре 0 °С должна быть не ниже 39,2 Дж/см² (4,0 кгс·м/см²). Образцы Шарпи для сварного соединения должны иметь сечение 10(10 мм² для труб номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 5(10 мм² для труб номинальной толщиной стенки 12 мм и менее. Местоположение надреза устанавливается нормативной документацией на поставку труб.

3.12. Сварные соединения труб и изделий должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без резких переходов, подрезов, несплавлений по кромке, непроваров, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва.

Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5-2,5 мм для труб толщиной стенки до 12 мм включительно и 0,5-3,0 мм для труб толщиной стенки свыше 12 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть в пределах 0,5-2,5 мм.

3.13. Сварные швы должны подвергаться 100%-ному ультразвуковому контролю (УЗК) с последующей расшифровкой отсечек УЗК рентгеновским просвечиванием.

3.14. Временное сопротивление сварного соединения должно быть не менее нормативного значения временного сопротивления для основного металла труб в соответствующем направлении.

3.15. Пластическая деформация металла труб при холодном экспандировании не должна превышать 1,2 %.

3.16. Свариваемость труб и приварных изделий должна определяться:

по результатам экспериментального определения качества сварных соединений, выполненных теми методами сварки, которые будут использоваться при строительстве магистральных трубопроводов;

по показателю свариваемости.

Показатель свариваемости оценивается по эквиваленту углерода С или р металла труб и изделий независимо от состояния поставки по формулам:

               (1)

,                       (2)

где: C, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Nb, Cu, Ni, Si и B - массовые доли (%) соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, кремния и бора в стали.

Величины С и р не должны превышать соответственно 0,44 и 0,24.

3.17. Каждая труба должна подвергаться на заводе-изготовителе испытанию гидростатическим давлением, вызывающим в минимальной толщине стенки трубы кольцевые деформации, равные деформациям, вызванным испытанием трубы без осевого подпора.

Величина гидростатического давления при отсутствии осевого подпора определяется по формуле:

,                                                                             (3)

в которой значение R принимается равным от нормативного предела текучести: 95 % в течение 20 с для сварных труб, выполненных дуговой сваркой; 95% в течение 10 с для сварных труб, выполненных токами высокой частоты; 80% в течение 10 с для бесшовных труб.

Заводом-изготовителем должна быть гарантирована возможность доведения давления гидравлического испытания при испытании трубопровода до давления, вызывающего напряженное состояние, при котором в минимально допустимой стенке трубы R равно нормативному значению предела текучести.

3.18. Остаточный магнетизм на торцах труб и изделий не должен превышать 30 Гс.

3.19. Соединительные детали трубопроводов - тройники, переходы, отводы и днища (заглушки) - должны изготавливаться в соответствии с государственными стандартами или техническими условиями, утвержденными в установленном порядке, из труб или листовой стали. Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетворять требованиям пп. 3.6; 3.8; 3.10; 3.12; 3.13 и 3.14.

Ударная вязкость основного металла и сварных швов должна соответствовать требованиям табл. 2.

Требования к ударной вязкости для соединительных деталей диаметром 57-219 мм или номинальной толщиной стенки менее 6 мм не регламентируются.

Для промысловых трубопроводов должны применяться следующие конструкции соединительных деталей:

тройники горячей штамповки;

тройники штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей штамповки;

тройники сварные без специальных усиливающих элементов (ребер, накладок и т.д.);

переходы концентрические и эксцентрические штампованные и штампосварные;

отводы гнутые гладкие, изготовленные из труб путем протяжки в горячем состоянии, гнутые при индукционном нагреве или штампосварные из двух половин;

днища (заглушки) эллиптические или сферические.

Толщина стенок соединительных деталей определяется расчетом и должна быть не менее 4 мм.

3.20. Конденсатосборники должны быть из труб и деталей заводского изготовления. Диаметр и толщина стенок конденсатосборников определяется расчетом.

Конденсатосборники должны быть покрыты антикоррозионной изоляцией, соответствующей изоляции трубопровода на данном участке, и подвергнуты предварительному гидравлическому испытанию на давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

3.21. При изготовлении сварных соединительных деталей должна применяться многослойная сварка с обязательной подваркой корня шва деталей диаметром 300 мм и более.

После изготовления сварные соединительные детали должны быть подвергнуты термообработке.

3.22. Соединительные детали должны испытываться гидравлическим давлением, равным 1,3 рабочего давления для деталей трубопроводов категории II и III и 1,5 - для деталей трубопроводов категории I.

3.23. Для изолирующих фланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 12821-80 (4 изменения). Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 10³ Ом.

3.24. Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, а также длина этих крепежных деталей должны выбираться с учетом толщины изолирующих (диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцев изолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальной полосы размером 30 х 6 мм.

3.25. Конструкция регулирующей и предохранительной арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую I классу по ГОСТ 9544-93.

3.26. Разделка кромок присоединительных концов деталей и арматуры должна удовлетворять условиям сварки.

Сварочные материалы

3.27. Для ручной электродуговой сварки стыков промысловых трубопроводов должны применяться электроды с целлюлозным (Ц), основным (Б) и рутиловым (Р) видами покрытий по ГОСТ 9466-75 и ГОСТ 9467-75.

Выбор типа электродов должен производиться в соответствии с табл.3.

Таблица 3

Типы электродов

Примечание:

1. Помеченные звездочкой (*) типы электродов предназначены для сварки термоупрочненных труб.

2. Для сварки промысловых газопроводов IV класса с нормативным значением временного сопротивления до 46 кгc/мм² могут применяться электроды с покрытием рутилового вида - типов Э42-Р и Э46-Р по ГОСТ 9466-75.

3.28. Для автоматической сварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы по ГОСТ 9087-81 и проволоки углеродистые или легированные преимущественно с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

3.29. Аттестованные сочетания марок флюсов и проволок в зависимости от нормативного значения и временного сопротивления металла свариваемых труб выбираются в соответствии с технологической картой.

3.30. Для автоматической газоэлектрической сварки стыков труб должны применяться:

сварочная проволока с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70;

углекислый газ по ГОСТ 8050-85 (2 изменения) - (двуокись углерода газообразная);

аргон газообразный по ГОСТ 10157-79;

смесь из углекислого газа и аргона.

3.31. Для газокислородной сварки должны применяться:

технический кислород первого, второго и третьего сортов по ГОСТ 5583-78;

технический ацетилен.

3.32. Для автоматической и полуавтоматической сварки стыков труб применяются самозащитные порошковые проволоки, аттестованные марки которых следует выбирать в соответствии с технологической картой.

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия

3.33. Для закрепления (балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные или кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие грузы с использованием грунта и анкерные устройства по техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

3.34. Все изделия, применяемые для закрепления трубопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.

3.35. Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготовляться в виде изделий из бетона, особо тяжелого бетона, железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м³ (для особо тяжелых бетонов - не менее 2900 кг/м³).

Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

Примечание. Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85.

3.36. Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных полуцилиндров.

3.37. Анкерные устройства должны изготавливаться из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

Материалы противокоррозионных покрытий

3.38. Для противокоррозионных покрытий трубопроводов должны применяться материалы, приведенные в табл. 4.

Таблица 4

Материалы для защитных покрытий

Примечания:

Для сохранности покрытий заводского или базового нанесения в период транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ, складирования предусмотреть специальные меры в соответствии с НТД, исключающие механические повреждения.

Толщина покрытий над усилением сварного шва должна быть не менее 1,5 мм для труб диаметром не выше 530 мм, не менее 2,0 - для труб диаметром не выше 820 мм и не менее 2,5 - для труб диаметром 1020 мм и выше.

Для труб диаметром не более 426 мм допускается толщина 2,0 мм.

Для труб диаметром более 114 мм допускается толщина 2,2 мм.

Для труб 530 мм и более конструкция защитного покрытия состоит из 2 слоев ленты и одного или двух слоев обертки.

Данная конструкция допускается к применению на нефте- и нефтепродуктопроводах.

Для труб диаметром 820 мм при пролегании трубопровода в мягких грунтах допускается применение покрытия без обертки по согласованию с заказчиком и Госгортехнадзором России.

Под максимальной температурой эксплуатации понимается максимальная температура транспортируемого продукта.

Для переизоляции газопроводов со сроком амортизации не более 10 лет.

3.39. Покрытия усиленного типа должны соответствовать требованиям, приведенным в табл. 5, нормального типа - в табл. 6.

Таблица 5

Требования к покрытиям усиленного типа

Примечания:

Показатели свойств замеряют при температуре 293 К (20°С), если специально не оговорено другое.

Прочности при разрыве комбинированных покрытий, лент и защитных оберток (в МПа) относят только к толщине несущей полимерной основы, без учета толщины мастичного или каучукового подклеивающего слоя. При этом прочность при разрыве, отнесенная к общей толщине ленты изоляционной, должна быть не менее 50 Н/см ширины, а защитной обертки - не менее 80 Н/см ширины.

Показатель применяют только для покрытий на основе полиолефинов. Для других полимеров - по соответствующим НДТ.

До 01.01.1999 г. настоящий показатель для лент допускается принимать 5 Н/см, а для оберток - 3 Н/см.

По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

Адгезия к трубе перед засыпкой трубопровода допускается при температуре окружающего воздуха до 273 К (0 °С) 7,5 Н/см, а выше 273 К (0 °С) - 10,0 Н/см.

По согласованию с заказчиком для поливинилхлоридной (ПВХ) допускается температура хрупкости 253 К (минус 20 °С).

Таблица 6

Требования к покрытиям нормального типа

Примечания:

Характеристики замеряют при температуре 293 К (20°С), если не оговаривается другое.

Показатель относится к покрытиям на основе полиолефинам и ПВХ, для других полимеров согласно соответствующей НТД.

По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

Адгезия к стали лент на основе поливинилхлорида должна быть не менее 5 Н/см ширины.

Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

3.40. Для защиты внутренней поверхности трубопроводов применяется покрытия, приведенные в таблице 6а.

Таблица 6а

Типы внутренних защитных покрытий

Примечания:

Согласно РД 39-0147103-362-86 "Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений" среды по степени агрессивного воздействия на трубопроводы и оборудование нефтепромыслов подразделяются на: 1 - неагрессивные; 2 - слабоагрессивные; 3 - среднеагрессивные; 4 - сильноагрессивные.

Для сильноагрессивных сред (4) применяются покрытия только на основе фенольных смол.

При проектировании средств защиты от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов необходимо руководствоваться требованиями нормативной документации, разработанной и утвержденной в установленном порядке.

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Необходимый уровень конструктивной надежности промысловых трубопроводов обеспечивается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.

4.2. Промысловые трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются их назначением и характеризуются объемом неразрушающего контроля сварных соединений и величиной испытательного давления, приведенными в разделах 16, 25.

Категории трубопроводов и их участков должны приниматься по табл. 7 и 8.

Таблица 7

Категории трубопроводов в зависимости от их назначения

Примечания:

1. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, теряющих при оттаивании несущую способность (с относительной просадочностью более 0,1) должны приниматься не ниже II категории.

2. Для трубопроводов, транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода 300 Па и менее, категория назначается так же, как для трубопроводов со средами, не содержащими сероводорода.

Таблица 8

Категории участков трубопроводов

Примечание:

1. Тип болот следует принимать в соответствии со справочным приложением 5.

2. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатирующей организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 8, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

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

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

5. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиций 1.3 и 1.4 для газопроводов на поймах необязательно.

6. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться только подземная прокладка под углом не менее 60°.

4.3. Значения коэффициентов надежности по назначению трубопроводов () и коэффициентов условий работы трубопровода () должны приниматься по табл. 9 и 10.

Таблица 9

Значения коэффициентов надежности по назначению трубопровода

* Только для газопроводов.

Таблица 10

Значения коэффициентов условий работы трубопровода

4.4. Значения коэффициентов надежности по материалу () и по нагрузке () должны приниматься по табл. 11 и 12.

Таблица 11

Значения коэффициентов надежности по материалу

Примечания:

1. Минусовой допуск по толщине стенки для всех труб по п. 1 и сварных труб по п.2 не должен превышать 5% от номинальной толщины стенки.

2. Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,40 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухсторонней электродуговой или высокочастотной сваркой, до 12 мм при использовании специальных технологий производства, позволяющих получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту .

Таблица 12

Значения коэффициентов надежности по нагрузке

Примечание:

1. 3нак "+" означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать, знак "-" - не учитывать.

2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься в тех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.

3. Когда по условиям испытания или эксплуатации в трубопроводах, транспортирующих газообразные среды, возможно полное или частичное заполнение внутренней полости их водой или конденсатом, а в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды - попадания воздуха или опорожнение их, необходимо учитывать изменение нагрузки от веса среды.

4.5. Безопасность в районах прохождения промысловых трубопроводов обеспечивается расположением их на соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры.

4.6. Расстояния от оси подземных трубопроводов до зданий, сооружений и других инженерных сетей должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но не менее значений, приведенных в табл. 13.

При необходимости размещения трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов к приведенным в табл. 13 минимальным расстояниям исходя из местных условий и норм технологического проектирования должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет: увеличения минимальных расстояний, установки дополнительных запорных устройств с дистанционным управлением, отключающих их в случае утечек продукта, заключения трубопровода в футляр и пр.

Таблица 13

Примечания

1. Расстояния, указанные над чертой, относятся к трубопроводам, транспортирующий не содержащим сероводород газ, под чертой - газ с содержанием сероводорода.

2. Расстояния, указанные в таблице, должны приниматься для: городов и других населенных пунктов от проектной городской черты на расчетный срок 25 лет; промышленных предприятий - от границ отведенных им территорий, с учетом их развития; железных дорог - от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но на расстоянии не менее 10 м от границы полосы отвода дороги, автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна; всех мостов - от подошвы конусов; отдельно стоящих зданий и строений - от ближайших выступающих их частей.

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

4. При соответствующем обосновании допускается сокращать указанные в графах 2-17 для позиций 1-3, 5-10, 15-16, 19, 21, 24-26 расстояния от газопроводов III категории, не содержащих сероводород (расстояния, указанные над чертой), не более чем на 30% при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории и не более чем на 50% при повышении их категории до I.

5. Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, следует принимать как для трубопроводов, транспортирующих газ (графы 2-17).

6. Под отдельно стоящим зданием (строением) следует понимать здание (строение), расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее чем 50 м от ближайших к нему зданий (строений).

7. При наличии между газопроводами и железной или автомобильной дорогой лесной полосы шириной не менее 10 м соответствующие расстояния допускается сокращать, но не более чем на 30%.

8. При надземной прокладке газопроводов расстояния, указанные в таблице, должны приниматься с коэффициентом: позиция 1 - 2,0; позиция 2 - 1,5; по остальным позициям - 1,0.

9. Минимальные расстояния от трубопроводов систем заводнения до зданий и сооружений должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.04.02-84*.

10. Расстояния между устьем скважин ПХГ и месторождений и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами от других скважин диаметром до 300 мм и давлением до 15 МПа включительно допускается уменьшать до 30 м, а при давлении больше 15 МПа - до 75 м при условии отнесения таких трубопроводов к категории не ниже II. Указанные расстояния могут быть сокращены на 50% при условии отнесения участков газопроводов к категории I. При уплотненной сетке размещения скважин при обустройстве ПХГ и месторождений допускается уменьшение расстояний между устьем скважин и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами до расстояний, обеспечивающих нормальные условия монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводов и оборудования скважин, но не менее 9 м от ограждений площадки эксплуатируемой скважины. Участки трубопроводов в границах минимально допустимых расстояний должны быть отнесены к категории I, а скважины оборудованы клапанами-отсекателями.

Расстояния до объектов, отсутствующих в настоящих нормах, должны приниматься по согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами государственного надзора.

4.7. Расстояния между параллельными трубопроводами должны приниматься из условий обеспечения сохранности действующего при строительстве нового трубопровода, безопасности при проведении работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных в табл. 14 При прокладке промысловых трубопроводов параллельно магистральным нефте- и газопроводам расстояния между ними должны приниматься по СНиП 2.05.06-85*.

Таблица 14

Расстояния между трубопроводами

Примечание: При комбинированной прокладке расстояния между трубопроводами принимаются как для способа подземный - подземный.

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССАМ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Выбор трассы трубопроводов должен производиться на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов.

5.2. Прокладка трубопроводов по территории населенных пунктов промышленных и сельскохозяйственных предприятий не допускается.

5.3. Газопроводы должны располагаться над нефтепроводами и продуктопроводами при их пересечении.

5.4. Допускается совместная в одной траншее или на общих опорах прокладка трубопроводов одного или различного назначения.

Количество трубопроводов, укладываемых в одну траншею или на общих опорах, определяется проектом исходя из условий надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов и удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ.

6. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

6.1. Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участка трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должны иметь радиус изгиба не менее 5 .

6.2. На трубопроводах должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и диагностических устройств, конструкция которых определяется проектом.

Все элементы трубопроводов в пределах одного очищаемого участка должны быть равнопроходными (трубы, линейная арматура, камера приема и запуска очистных устройств и т.п.).

6.3. Для трубопроводов, предназначенных для транспортирования продуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, должны предусматриваться мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

При агрессивности среды, вызывающей внутреннюю коррозию со скоростью 0,2 мм в год и выше, должны применяться трубы с внутренним защитным покрытием.

Размещение запорной и другой арматуры

6.4. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом из условия обеспечения безопасности и охраны окружающей среды, но не более (не дальше друг от друга): 15 км - для трубопроводов газа, нефти и нефтепродуктов, не содержащих сероводород, 5 км - для указанных сред, содержащих, сероводород; 10 км - для трубопроводов конденсата и метанола, трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды. Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

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

на входе и выходе газопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, ГПЗ и ПС на расстоянии от границ территории площадок не менее:

диаметром 1000 мм и более - 750 м;

диаметром менее 1000 мм до 700 мм включительно - 500 м;

диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно - 300 м;

диаметром менее 300 мм - 100 м;

при наличии в пределах этих расстояний устройств для приема и запуска очистных, разделительных и диагностических устройств дополнительная установка запорной арматуры не обязательна;

на обоих концах перехода трубопровода через водные преграды в зависимости от рельефа трассы с каждой стороны перехода с целью исключения поступления транспортируемого продукта в водоем, при этом установка запорной арматуры должна быть на отметках выше ГВВ 10% обеспеченности;

на обоих концах участков нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов, проходящих на отметках выше населенных пунктов, зданий и сооружений, в т.ч. железных дорог, на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности и необходимости обеспечения безопасности объектов;

на обоих берегах болот III типа протяженностью 500 м.

6.5. Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, ПХГ, ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС, а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах и конденсатопроводах I и II классов, при переходе их через водные преграды и при прокладке их выше отметок зданий и сооружений должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление и сигнализацию в случае утечек продукта.

При параллельной прокладке двух или более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны быть смещены на расстояние не менее 50 м друг от друга. При соответствующем обосновании допускается уменьшение указанного расстояния исходя из возможности монтажа, ремонта и безопасной эксплуатации.

6.6. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, узлах запуска и приема очистных устройств, узлах подключения следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2 часов, при этом высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м, а расстояние от свечи до зданий и сооружений, не относящихся к данному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с требованиями табл. 13. На газопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.

6.7. На обоих концах участков конденсатопроводов между запорной арматурой для аварийного сброса продукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальные ответвления. Каждое ответвление должно быть оснащено запорным устройством, иметь длину не менее 10 м, выступать на 0,5 м над поверхностью земли и заканчиваться фланцевой заглушкой.

Подземная прокладка трубопроводов

6.8. Заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть, не менее (м):

Заглубление трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, должно быть для: пресной воды - согласно СНиП 2.04.02-84; пластовых и сточных вод - в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий согласно ВНТП 3-85.

Глубина прокладки подземного трубопровода в районах вечномерзлых грунтов определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

Прокладка трубопроводов одного или различного назначений в одной траншее допускается не более четырех трубопроводов, диаметром не более 300 мм.

6.9. Прокладка трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов КИП, ингибитора коррозии и гидратообразования должна предусматриваться в одной траншее совместно с газопроводами-шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 0,35 м.

6.10. Ширина траншеи по дну при прокладке одного трубопровода должна назначаться в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*; при прокладке в одной траншее нескольких трубопроводов ширина ее увеличивается на величину (),

где - количество трубопроводов, прокладываемых совместно с первым, - диаметры трубопроводов, - расстояния между трубопроводами.

6.11. Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*

Пересечения трубопровода с линиями электропередач должны проектироваться в соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ.

Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов

6.12. Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов должна применяться на участках трассы с резко пересеченным рельефом местности, в заболоченных местах и на участках, длительное время залитых водой.

6.13. Поперечный профиль насыпи устанавливается в зависимости от грунтов и должен быть:

по верху насыпи - не менее 1,5 ;

высотой над трубопроводом - 0,8 м;

с откосами - не менее углов естественного откоса грунта, но не менее чем 1 : 1,25.

Земляные насыпи должны выполняться с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта.

6.14. При пересечении водотоков в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропускные сооружения. Дно водопропускных сооружений и примыкающие к ним откосы насыпи должны укрепляться железобетонными плитами, камнем или одерновкой.

Надземная прокладка трубопровода

6.15. При надземной прокладке балочных систем трубопроводов допускается параллельная прокладка нескольких трубопроводов-шлейфов на одних и тех же опорах (ригелях). Расстояние в свету между рядом расположенными трубопроводами должно быть не менее 500 мм при диаметре труб до 325 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при диаметре более 325 мм, при этом для теплоизолированных трубопроводов в качестве диаметра принимается диаметр вместе с изоляцией.

6.16. Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли до низа трубопровода следует принимать не менее 0,5 м, а в местах свободного прохода людей - 2,5 м, на путях миграции крупных животных - 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - по СНиП II-89-80.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках вечномерзлых грунтов должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунта под опорами и трубопроводом.

6.17. Теплоизоляцию трубопроводов, в том числе для горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, допускается выполнять из горючих воспламеняемых материалов с устройством противопожарных вставок из негорючих материалов, ширина вставки при этом должна быть не менее 0,5 м, а расстояние между вставками не более 24 м.

6.18. Конструкции опор надземных трубопроводов и методы их сооружения должны обеспечивать проектное положение трубопроводов в процессе эксплуатации. Опоры должны проектироваться из негорючих материалов.

При наличии электрохимической защиты от коррозии надземных трубопроводов на опорах должна предусматриваться электроизоляция трубопровода от опор.

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

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.

6.20. 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 продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

6.21. При прокладке трубопроводов через естественные препятствия расстояние от низа трубы или пролетного строения должны приниматься:

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

при пересечении несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,5 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и наивысшего горизонта ледохода;

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

6.22. На переходах трубопровода над железными дорогами общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов должны приниматься в соответствии с требованиями габарита "С" по ГОСТ 9238-83.

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

до подошвы откоса насыпи                 5;  

до бровки откоса выемки                    3;

до крайнего рельса железной дороги 10.

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

Прокладка трубопроводов на вечномерзлых грунтах (ВМГ)

6.24. На участках, где возможно развитие мерзлотных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.

Выбор принципа использования ВМГ как оснований должен проводиться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88 с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геокриологических условий и свойств грунтов основания и мероприятий по охране окружающей среды.

Выбранный принцип использования ВМГ, способ прокладки и конструктивные решения должны обеспечивать работоспособность и ремонтопригодность трубопроводов в течение всего периода эксплуатации.

6.25. При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативность должен производиться с учетом дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением грунтов.

6.26. При прокладке трубопроводов с использованием грунтового основания по II принципу согласно СНиП 2.02.04-88 при расчете трубопроводов на прочность и устойчивость должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.

6.27. Категории трубопроводов, прокладываемых на ВМГ, должны приниматься в зависимости от категории просадочности ВМГ при оттаивании и способа прокладки трубопроводов в соответствии с табл. 15.

Категории просадочности однородных грунтов должны приниматься в зависимости от относительной осадки грунта при оттаивании в соответствии с табл. 16. При отсутствии характеристики относительной осадки грунта допускается принимать категорию просадочности грунта в зависимости от величины суммарной влажности грунтов по табл. 16.

Таблица 15

Категории участков трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах

Примечание: В скобках указаны категории участков для одиночных "холодных" трубопроводов.

Таблица 16

Категории просадочности грунтов

* - Влажность грунта между крупными ледяными включениями.

** - Для минерального грунта просадочность без нагрузки, для торфа - под нагрузкой 0,04 МПа.

6.28. При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° должна предусматриваться срезка или подсыпка грунта и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.

Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах

6.29. Прокладка подземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочности должна осуществляться с учетом требований СНиП 2.02.01-83.

Для грунтов I типа просадочности прокладка трубопроводов должна вестись как для непросадочных трубопроводов.

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

Примечание:

Тип просадочности и величина возможной просадки грунтов должна определяться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83.

6.30. Для уменьшения напряжения в трубопроводе при его непрерывных осадках должны предусматриваться специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замена грунта, укладка трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопровода, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладка по типу "труба в трубе" и др.

6.31. При пересечении участков пучинистых грунтов расчет "холодных" трубопроводов должен производиться путем определения размеров зоны промерзания вокруг трубопровода, параметров пучения в зависимости от положения фронта промерзания и оценки прочности и устойчивости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.

6.32. Для уменьшения воздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры должны предусматриваться мероприятия: замена грунта, устройство компенсационных участков, техническая мелиорация грунтов, прокладка трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинистых устройств для обеспечения устойчивости положения трубопроводов.

Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

6.33. Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, должно производиться с учетом сейсмических воздействий.

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

6.35. При прохождении участка трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.

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

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

6.38. На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы должна предусматриваться автоматическая система контроля и отключения аварийных участков трубопроводов.

7. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И

ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

Переходы трубопроводов через водные преграды и болота

7.1. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды должны проектироваться 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, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды.

Трубопроводы с жидкими сероводородсодержащими средами на переходах через водные преграды в русловой части рек и в границах отметок зеркала озер должны прокладываться в виде воздушного перехода в футляре, равнопрочном рабочему трубопроводу.

Примечание:

1. Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий не допускается.

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

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

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

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

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

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

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

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

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла рек, определяемого на основании инженерных изысканий с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

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

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

При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в табл. 13, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы и пожарную безопасность подводных переходов.

7.7. Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходов газопроводов до указанных объектов должны приниматься по табл. 13 как для подземной прокладки.

7.8. При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами должны назначаться 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. Минимальное расстояние между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть не менее 30 м для газопроводов диаметром 1400 мм включительно.

7.9. Минимальное расстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части трубопровода.

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

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

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

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

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

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

7.12. 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 нагрузки и способов укладки подводного трубопровода.

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

Примечание:

Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков или находиться под защитой специального крепления берегов.

7.14. Запорная арматура, устанавливаемая на подводных переходах трубопроводов,  согласно пункту 6.4 должна размещаться на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.

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

7.16. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом должна предусматриваться прокладка резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

Примечания:

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

2. Диаметр резервной нитки определяется проектом.

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

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

7.17. При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, должна производиться проверка устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

7.18. Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб, обеспечения закрепления перехода против всплытия на береговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

7.19. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно Правилам плавания по внутренним судоходным путям, утвержденным Минречфлотом РФ, и Правилам охраны магистральных трубопроводов.

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

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

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

7.22. При прокладке трубопроводов на болотах в местах поворота следует применять упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 6.

7.23. 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.

7.24. При закреплении трубопровода анкерными устройствами лопасть анкера должна находиться в грунтах, обеспечивающих надежное закрепление анкера.

7.25. При пересечении водных преград шириной зеркала воды в межень от 30 м до 1000 м, а также водопропускных и водонакопительных сооружений мелиоративных систем, предпочтительным является способ наклонно-направленного бурения (ННБ) при условии отсутствия на дне преграды следующих геологических структур:

- гравийно-галечных грунтов (гравия и гальки 30%);

- грунтов с включением валунов и булыжника;

- материковой прочной скалы (доломиты, базальт, диабаз, гранит и т.д.);

- карстообразующих пород (без предусмотренных проектом мероприятий по исключению или стабилизации карстообразования в зоне пород, примыкающих к проложенному ННБ трубопроводу).

7.26. Проектные отметки верха трубопровода на переходе с использованием ННБ должны быть более 2 м ниже предельного профиля деформации русла и берегов, при этом прогноз деформаций должен составлять период не менее 100 лет.

7.27. Рабочие котлованы входа и выхода трубопровода при бурении наклонной скважины под преградой должны располагаться на расстоянии не менее 200 м от границ меженного уровня преграды.

7.28. При сооружении переходов "труба в трубе" и прокладке кожуха способом ННБ сооружение резервной нитки не требуется.

7.29. При параллельной прокладке двух трубопроводов через преграду способом ННБ расстояние в плане между осями этих трубопроводов должно быть не менее 10 м.

7.30. Толщина стенки труб рабочего трубопровода при строительстве с применением способа ННБ должна определяться с учетом дополнительных усилий, прикладываемых к трубопроводу при его укладке.

Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

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

Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

7.32. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные дороги и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется из условия производства работ и конструкции переходов.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке трубопроводов через железные дороги:

50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса, выемки, а при наличии водоотводных сооружений - от крайнего водоотводного сооружения;

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

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

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

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 высотой от уровня земли не менее 5 м на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

от оси крайнего пути железных дорог

общего назначения                                       40;

то же, промышленных дорог                       25;

от подошвы земляного полотна

автомобильных дорог                                   25.

7.33. 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. При прокладке перехода методом прокола или горизонтального бурения - не менее 3,0 м от подошвы рельса.

Заглубление участков трубопроводов, пересекающих земляное полотно, сложенное пучинистыми грунтами, на переходах через железные дороги общей сети и промышленных предприятий колеи 1524 мм, следует определять расчетом из условий, при которых исключается влияние тепловыделений или стока тепла на равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечения заданного температурного режима за счет заглубления трубопроводов следует предусматривать другие необходимые меры.

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.

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

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

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

а) газопроводы                                                        20;

б) прочие трубопроводы                                           10;

до стрелок крестовин железнодорожного пути

при пучинистых грунтах                                            20;

до труб, тоннелей и других искусственных сооружений:

а) газопроводы                                                     100;

б) прочие трубопроводы                                          30.

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

8.1. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость должен включать определение толщины стенок труб и соединительных деталей, проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия).

Прочность и устойчивость трубопровода должна быть обеспечена также и на стадиях сооружения и испытания.

Нагрузки и воздействия

8.2. Расчетные нагрузки, воздействия и возможные сочетания необходимо применять в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.

Нагрузки и воздействия, действующие на трубопроводы, различаются на:

- силовые нагружения - внутреннее давление среды, собственный вес трубопровода, обустройств и транспортируемой среды, давление (вес) грунта, гидростатическое давление воды, снеговая, ветровая и гололедная нагрузки, нагрузки, возникающие при испытании и пропуске очистных устройств;

- деформационные нагружения - температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерных деформаций грунта (морозное растрескивание, селевые потоки и оползни, деформации земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах, просадки, пучение, термокарстовые процессы), сейсмические воздействия.

По длительности действия нагрузки различаются на: постоянные, временные длительные, кратковременные и особые.

Коэффициенты надежности по нагрузке должны приниматься по табл. 12.

8.3. Нормативные нагрузки от собственного веса трубопровода, арматуры и обустройств, изоляции, от веса и давления грунта необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.

Нормативное значение воздействия от предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов при надземной прокладке и др.) надлежит определять по принятому конструктивному решению трубопровода.

Нормативное значение давления транспортируемой среды устанавливается проектом.

Нормативная нагрузка от веса транспортируемой среды на единицу длины трубопровода должна определяться по формулам:

для жидкой среды

,                          (4)

для газообразной среды

.                               (5)

Нормативный температурный перепад в трубопроводе надлежит принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок трубопровода в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода.

Нормативная снеговая нагрузка на единицу длины горизонтальной проекции надземного трубопровода должна определяться по формуле:

.                   (6)

Нормативная снеговая нагрузка (H/м) должна приниматься по СНиП 2.01.07-85.

Нормативная нагрузка от обледенения на единицу длины надземного трубопровода должна определяться по формуле:

,                   (7)

где: (см) - толщину слоя и (Н/м) - объемный вес гололеда необходимо принимать по СНиП 2.01.07-85.

Нормативная ветровая нагрузка на единицу длины надземного трубопровода , действующая перпендикулярно его осевой вертикальной плоскости, должна определяться по формуле:

,     (8)

где статическая (Н/м) и динамическая (Н/м) составляющие ветровой нагрузки должны определяться по СНиП 2.01.07-85, при этом значение необходимо определять как для сооружения с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью.

Нормативные значения нагрузок и воздействий, возникающих при транспортировании отдельных секций, при сооружении трубопровода, испытании и пропуске очистных устройств должны устанавливаться проектом в зависимости от способов производства этих работ и проведения испытаний.

Сейсмические воздействия на надземные трубопроводы должны приниматься согласно СНиП II-7-81.

Нагрузки и воздействия, вызываемые резким нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью и поломкой оборудования, должны устанавливаться проектом в зависимости от особенностей технологического режима эксплуатации.

Нагрузки и воздействия от неравномерной деформации грунта (осадок, пучения селевых потоков, оползней, воздействий горных выработок, карстов, замачивания просадочных грунтов, оттаивания вечномерзлых грунтов и т.д.) должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе эксплуатации трубопровода.

Нормативные нагрузки и коэффициенты надежности по нагрузке от подвижного состава железных и автомобильных дорог должны определяться согласно СНиП 2.05.03-84.

Определение толщин стенок труб и соединительных деталей

8.4. Расчетные толщины стенок труб и соединительных деталей должны определяться по формуле:

,                                       (9)

где значения определяются:

для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержащие сероводород

,                            (10)

для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

.                                                         (11)

При назначении номинальной толщины стенки труб и соединительных деталей должны учитываться временные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и других воздействий).

Нормативные сопротивления и должны приниматься равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали.

Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, выполненных любым видом сварки и прошедших контроль качества неразрушающими методами, должны приниматься равными меньшим значениям соответствующих расчетных сопротивлений соединяемых элементов.

При отсутствии этого контроля расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, принимаются с понижающим коэффициентом 0,85.

Значения коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов , условий работы трубопровода , надежности по материалу и надежности по нагрузке должны приниматься по табл. 9, 10, 11 и 12.

Значения коэффициентов условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие  продукты , должны приниматься по табл. 17.

Таблица 17

Значения коэффициентов условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

Примечание:

Среднее и низкое содержание сероводорода - по ВСН 51-3-85/ВСН 51-2.38-85.

Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей должны приниматься:

для труб, заглушек и переходов - 1;

для тройниковых соединений и отводов - а + b,

где:

для тройниковых соединений,

для отводов.

Значения коэффициентов а и b должны приниматься: для тройниковых соединений по табл. 18, для отводов - по табл. 19.

Таблица 18

Значения коэффициентов а и b для тройниковых соединений

Таблица 19

Значения коэффициентов а и b для отводов

Для обеспечения условий поперечной (местной) устойчивости толщина стенки труб должна приниматься не менее /140, но не менее 3 мм для труб условным диаметром до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб условным диаметром свыше 200 мм.

Для подземных трубопроводов, имеющих отношение <0,01, или укладываемых на глубину более 3 м или менее 0,8 м, должно соблюдаться условие:

.             (12)

Значения (MH/м) и (MH) (расчетное усилие и изгибающий момент в продольном сечении трубы единичной длины) должны определяться в соответствии с правилами строительной механики с учетом отпора грунта от совместного воздействия давления грунта, нагрузок над трубой от подвижного состава железнодорожного и автомобильного транспорта, возможного вакуума и гидростатического давления грунтовых вод.

Проверка напряженного состояния и устойчивости подземных и наземных

(в насыпи) трубопроводов

8.5. Поверочный расчет трубопровода на прочность должен производиться после выбора его основных размеров с учетом всех расчетных нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев, возникающих при сооружении, испытании и эксплуатации.

8.6. Определение усилий от расчетных нагрузок и воздействий, возникающих в отдельных элементах трубопроводов, необходимо производить методами строительной механики расчета статически неопределимых стержневых систем.

8.7. Расчетная схема трубопровода должна отражать действительные условия его работы, а метод расчета - учитывать возможность использования ЭВМ.

8.8. В качестве расчетной схемы трубопровода должны рассматриваться статически неопределимые стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия трубопровода с окружающей средой. При этом коэффициенты повышения гибкости отводов и тройниковых соединений должны определяться согласно пп 8.9. и 8.10.

8.9. Значение коэффициента повышения гибкости гнутых отводов должно определяться по табл. 20.

Таблица 20

Величина * принимается по рис. 1 в зависимости от геометрического параметра отвода и параметра внутреннего давления для .

Рис. 1. График для определения значений коэффициента

Значение параметров и должны определяться по формулам:

;                            (13)

.                    (14)

8.10. Коэффициент гибкости тройниковых соединений должен приниматься равным единице.

8.11. Арматура, расположенная на трубопроводе (краны, задвижки, обратные клапаны и т.д.), должна рассматриваться в расчетной схеме как твердое недеформируемое тело.

8.12. В каждом поперечном сечении трубопровода для номинальной толщины стенки трубы и соединительных деталей должны выполняться условия:

- в точках поперечного сечения, где фибровые продольные напряжения, определенные от расчетных нагрузок (), сжимающие:

;      (15)

- в точках поперечного сечения, где растягивающие:

.                                 (16)

Значения должны приниматься:

- при действии всех нагрузок силового нагружения - 1,2 ;

- при совместном действии всех нагрузок силового нагружения и нагрузок деформационного нагружения (кроме сейсмических, пучения и морозобойного растрескивания) - ;

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмические воздействия, пучение и морозобойное растрескивание - 1,5 .

При оценке прочности соединительных деталей должны учитываться еще и местные мембранные и изгибные напряжения, определенные от всех нагрузок силового и деформационного нагружения. Значение в этом случае должно приниматься .

Для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты, должно приниматься равным по формуле (11).

8.13. Значения коэффициентов интенсификации продольных напряжений должны приниматься:

для прямой трубы - 1;

для отводов - *.

для магистральной части тройникового соединения

;                                      (17)

для ответвления тройникового соединения .

Значение * для отводов принимается по рис. 2 в зависимости от параметров и , определяемых формулами (13) и (14):

Рис. 2. График для определения значений коэффициента *

Значения * для магистральной части и ответвления тройникового соединения принимаются по рис.2 в зависимости от параметров тройникового соединения, определяемых по формулам:

;                                (18)

.             (19)

Примечание:

При определении значений параметров магистральной части тройникового соединения и используются первые индексы, ответвления тройникового соединения и - вторые индексы.

8.14. Проверка общей устойчивости трубопроводов в продольном направлении должна производиться по условию:

,                                      (20)

где - эквивалентное продольное осевое усилие определяется от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода;

- продольное критическое усилие определяется с учетом принятого конструктивного решения трубопровода.

8.15. Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, должна проверяться по условию:

,                              (21)

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

- суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая собственный вес) (Н/м).

Значения коэффициента надежности устойчивого положения должны определяться по табл. 21.

Таблица 21

Проверка напряженного состояния и устойчивости надземных трубопроводов

8.16. Надземные трубопроводы должны проверяться на прочность, продольную устойчивость и выносливость при колебаниях в ветровом потоке.

8.17. Продольные усилия и изгибающие моменты в надземных трубопроводах должны определяться в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как статически неопределимая стержневая система переменной жесткости. Коэффициенты повышения гибкости отводов и тройниковых соединений должны определяться по пп. 8.9 и 8.10.

8.18. При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа трубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах трубопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземных трубопроводов должен производиться с учетом перемещений трубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.

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

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

8.20. В каждом поперечном сечении надземного трубопровода для номинальной толщины стенки трубы и соединительных деталей должно выполняться условие (15) и (16).

Значения коэффициентов интенсификации напряжений для отводов и тройниковых соединений должны приниматься согласно п. 8.13.

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

Расчетные усилия и перемещения трубопровода при резонансе должны определяться как геометрическая сумма резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от других видов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку, соответствующую критическому скоростному напору.

При расчете на выносливость (динамическое действие ветра) величина понижается согласно указаниям СНиП II-23-81.

8.22. Расчет оснований фундаментов и самих опор должен производиться по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или трубопровода.

8.23. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части должны рассчитываться на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.

При расчете опор должна учитываться глубина промерзания или оттаивания грунта, деформаций грунта (пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе, и других условий.

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

На уклонах местности и на участках со слабонесущими грунтами должны применяться системы прокладок надземных трубопроводов с неподвижными опорами, испытывающими минимальные нагрузки, например, прокладку змейкой с неподвижными опорами, расположенными в вершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.

8.25. Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем трубопроводов должны приниматься равными сумме усилий, передающихся на опору от примыкающих участков трубопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшая из нагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

8.26. Продольно-подвижные и свободно-подвижные опоры балочных надземных систем трубопроводов должны рассчитываться на совместные действия вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопроводов к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на неподвижные опоры необходимо принимать максимальное значение коэффициента трения.

В прямолинейных балочных системах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможное отклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, должно приниматься равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

Проверка прочности трубопроводов при сейсмических воздействиях

8.27. Напряжения от сейсмических воздействий в подземных трубопроводах и трубопроводах, прокладываемых в насыпи, должны определяться как результат воздействия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода.

Величина этих напряжений должна определяться по формуле:

.                (22)

Значения коэффициентов и должны приниматься по табл. 22, 23 и 24.

Значения величин сейсмического ускорения и скорости распространения продольной сейсмической волны должны приниматься по табл. 25 и 22.

Значение величины преобладающего периода сейсмических колебаний грунтового массива должны определяться при изысканиях.

Таблица 22

Значения коэффициентов защемления трубопровода в грунте и скоростей распространения продольной сейсмической волны

Примечание:

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

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

Таблица 23

Значения коэффициентов степени ответственности трубопровода

Примечание: При сейсмичности 9 баллов и выше, коэффициент для трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

Таблица 24

Значения коэффициентов повторяемости землетрясений

Таблица 25

Значения расчетных сейсмических ускорений

8.28. При совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмическое воздействие, напряжение от которого определяется по формуле (22), величина в условиях (15)(16) должна удовлетворять условию .

8.29. Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия должен производиться согласно требованиям СНиП II-7-81, с оценкой прочности по условиям (15)(16).

Определение несущей способности анкерных устройств

8.30. Расчетная несущая способность анкерного устройства должна определяться по формуле:

.                                                (23)

Коэффициент условий работы анкерного устройства должен приниматься 1,0 при = 1 или  2 и 3; а при 2 и 1 3:

.

Расчетная несущая способность анкера из условия несущей способности грунта основания должна определяться по формуле:

,                                                              (24)

где - несущая способность анкера (Н) должна определяться расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП 2.02.03-85;

- коэффициент надежности анкера, принимаемый равным 1,4, при определении несущей способности анкера расчетом или 1,25 - при определении несущей способности анкера по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.

9. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

9.1. Выбор трассы, конструктивных, технологических и природоохранных решений, прокладка трубопроводов должны осуществляться в строгом соответствии с Законом РФ "Об охране окружающей природной среды", иными законодательными актами и нормативными документами в этой области, в т.ч.: Руководством по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации", Указаниями к экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности в прединвестиционной и проектной документации (Минприрода России, 1993 и 1994 гг.), Пособием по составлению раздела проекта "Охрана окружающей природной среды" к СП 11-101-95, требованиям настоящей Инструкции и действующими отраслевыми нормативными документами по данному вопросу.

9.2. Каждый проект должен содержать раздел "Охрана окружающей среды" с оценкой воздействия на окружающую среду (ОВОС). ОВОС проводится для природных компонентов (геологическая среда, вода, воздух, почва, растительность, животный мир) и природных комплексов (ландшафтов) в полосе, равной по ширине зоне влияния трубопровода, но не менее чем 3 км по обе стороны осевой линии трубопровода.

В ОВОС обязательна оценка ареалов опасных природных процессов, существующих до начала сооружения и прогнозируемых на первый и пятнадцатый год эксплуатации.

9.3. ОВОС и проект природоохранных мероприятий, включая рекультивации, осуществляется в объемах, соответствующих табл. 26.

Таблица 26

9.4. ОВОС проводится в объемах, достаточных для проведения оценки экологического риска, связанного с возможностью нанесения ущербов жизни и здоровью населения (риск катастрофических следствий аварий); редким и исчезающим видам животных и растений (риск утраты генофонда); природным ресурсам, утрачиваемым или уменьшаемым вследствие деструкции природных систем или загрязнения окружающей природной среды при сооружении и эксплуатации промысловых трубопроводов.

Объемы ОВОС должны обеспечивать сравнение вариантов природоохранных решений по признаку эффективности предотвращения или стабилизации природных процессов, неблагоприятным для традиционного природопользования или снижающих техническую надежность трубопроводов.

9.5. Проектные решения по охране окружающей природной среды должны обеспечивать возможность сохранения существующего и потенциально достижимого до начала сооружения трубопровода уровня доходности нарушаемых угодий, а также локализацию и уменьшение активности опасных природных процессов до уровня, не превышающего указанного в табл. 27.

Таблица 27

9.6. В состав природоохранных мероприятий должны входить проектные решения по:

инженерным рекультивациям (по всей трассе);

специальным инженерным рекультивациям (на участках трассы с опасными природными процессами);

земляным рекультивациям (на участках трассы в пределах сельхозугодий в соответствии с ГОСТ 17.5.3.05-84; ГОСТ 17.4.3.02-85; ГОСТ 17.5.3.06-85);

охране поверхностных и подземных вод от загрязнения;

биологическим рекультивациям (по всей трассе, за исключением участков трассы в пределах сельскохозяйственных угодий);

экологической маркировке (по всей трассе - на период строительства, по особо важным участкам - на период эксплуатации);

экологическому мониторингу.

9.7. Инженерные рекультивации должны быть запроектированы и проведены, чтобы выполнение основных видов строительно-монтажных работ позволяло бы избежать возникновения опасных природных процессов вне ареалов, существовавших до начала строительства.

9.8. Специальные инженерные рекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобы активизация или возникновение опасных природных процессов были бы исключены или минимизированы в пределах прогнозируемых при проведении ОВОС ареалов нарушенности.

9.9. Земельные рекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобы обеспечивалось восстановление плодородия земель сельскохозяйственных угодий, существовавшее до начала строительства.

9.10. Биологические рекультивации должны быть запроектированы и осуществлены так, чтобы рекультивированные участки обладали после рекультивации свойствами самовосстановления.

9.11. Экологическая маркировка (экологическая разметка трассы) должна быть запроектирована и проведена так, чтобы при осуществлении строительных работ могли быть выявлены особо важные экологические объекты: участки, нуждающиеся в рекультивациях различных типов. Маркировка особо важных экологических объектов должна предусматриваться проектом и на период строительства.

9.12. Экологический мониторинг должен быть запроектирован и осуществлен так, чтобы ареалы опасных природных процессов могли быть выявлены в начале теплового периода каждого года эксплуатации с подробностью, достаточной для оперативного проектирования мероприятий по предотвращению таких процессов; могла быть проверена эффективность биологических рекультиваций в первые три года эксплуатации.

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

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

Защита внутренней поверхности труб от коррозионного воздействия перекачиваемого продукта осуществляется в соответствии с п. 3.40.

10.2. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечивать их нормальную работу в течение эксплуатационного срока.

Допускается не применять электрохимическую защиту, если защитные покрытия обеспечивают надежную эксплуатацию в течение всего срока службы.

Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

10.3. Трубопроводы (включая крановые узлы, тройники и др.) должны быть изолированы по всей наружной поверхности изоляционными покрытиями в соответствии с ГОСТ 25812-83. Подготовка траншеи и засыпка трубопровода грунтом должна вестись способом, исключающим повреждение изоляции, что устанавливается искателями повреждений.

10.4. Изоляционные покрытия законченных строительством подземных участков трубопроводов должны иметь сопротивление не ниже 10 Ом · м. Контроль этой величины должен производиться катодной поляризацией по методике ГОСТ 25812-83.

10.5. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов должны применяться два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий должен применяться на участках трубопроводов I и II категорий всех диаметров, на трубопроводах диаметром 820 мм и более, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

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

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения или орошения; на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, и на расстоянии в обе стороны от переходов в соответствии с табл. 13;

на пересечении с различными трубопроводами, включая по 20 м в обе стороны от места пересечения;

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

на участках блуждающих токов источников постоянного тока;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 330 К (30°С) и выше;

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

на территориях КС, ГРС, НС, УКПГ, УЗРГ и на расстоянии от них в соответствии с табл. 13.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

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

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

Контроль лакокрасочных покрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ или МТ-33Н, а по сплошности - искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа "Крона-1P".

10.8. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60°С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40°С.

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

10.9. Противокоррозионная защита опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов должна выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.04.03-85.

Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

10.10. На трубопроводе должны быть обеспечены по всей его внешней поверхности и непрерывно во времени поляризационные потенциалы более отрицательные, чем регламентированный ГОСТ 25812-83 минимальный защитный потенциал, но более положительные, чем максимальный защитный потенциал, установленный тем же стандартом.

10.11. Проект электрохимической защиты трубопроводов должен учитывать развитие промысла, изменение технологического назначения промысловых трубопроводов и давления в них в процессе эксплуатации.

10.12. При разработке проекта электрохимической защиты должны рассматриваться раздельно группы или отдельные сооружения: скважины или кусты скважин, многониточные системы трубопроводов и одиночные трубопроводы, площадки УКПГ и др. сосредоточенные объекты; при этом схемы защиты всех групп сооружений должны быть согласованы между собой.

10.13. При залегании на глубине до 10 м грунтов с более высоким в 2-3 раза электросопротивлением по сравнению с нижележащими слоями и при расположении скважин по сетке менее чем 200 м должны предусматриваться глубинные анодные заземления.

При неглубоком заложении (до 20 м) анодные заземления располагаются не менее чем на 300 м от защищаемых сооружений.

10.14. При осуществлении электрохимической защиты выкидных линий (шлейфов) точка дренажа должна находиться не менее чем в 50 м от устья скважины. При этом сила тока защитной установки должна быть увеличена на величину защитного тока, потребляемого обсадной колонной скважин.

10.15. При совместной прокладке трубопроводов в одном коридоре они считаются электрохимически защищенными от подземной коррозии, если поляризационный потенциал, находится в пределах между минимальным защитным и максимальным допустимыми потенциалами. Не допускается применять системы электрохимической защиты с обязательным уравниванием защитных потенциалов в точке дренажа на трубопроводах с различными электрическими параметрами.

10.16. Срок ввода электрохимической защиты трубопровода, находящегося в зоне действия блуждающих токов, должен быть не более одного месяца после укладки участка трубопровода, а в остальных случаях - не более трех месяцев после укладки в траншею участка трубопровода. Если испытуемая защита не может быть введена в эксплуатацию в эти сроки, то должна быть предусмотрена временная электрохимическая защита с вводом в действие в указанные выше сроки.

10.17. Система электрохимической защиты должна обеспечивать эффективную работу в течение не менее 10 лет без ее реконструкции.

10.18. На трубопроводе должна быть установлена система контроля электрохимической защиты, обеспечивающая выполнение требований п. 10.10. Все контрольно-измерительные пункты должны иметь привязку к трассе трубопровода (с точностью до 1 м) и опознавательные знаки, распознаваемые с вертолета. Эти пункты должны быть обеспечены подъездными дорогами для доступа обслуживающего персонала на автотранспорте повышенной проходимости. Контрольно-измерительные пункты должны позволять проведение проверки эффективности электрохимической защиты и состояния изоляции.

10.19. Все электрические соединения установок электрохимической защиты и средств ее контроля должны быть выполнены проводниками, сечение и изоляция которых обеспечивает их безотказную эксплуатацию в течение всего периода эксплуатации трубопровода.

10.20. Электрические соединения дренажных и контрольных проводников с трубопроводом должны выполняться таким способом, который не нарушает механических свойств трубы и обеспечивает надежную работу соединения в течение всего срока эксплуатации трубопровода.

10.21. Электрохимическая защита не должна оказывать вредного влияния на соседние подземные металлические сооружения и на окружающую среду.

Тепловая изоляция

10.22. Тепловая изоляция трубопроводов должна предусматриваться в случае необходимости:

обеспечения заданной температуры транспортируемого продукта в соответствии с нормами технологического проектирования при транспортировании его в зимних условиях (высокопарафинистая нефть, обводненная нефть, конденсат, вода и др.);

исключения пучения или осадки трубопровода;

обеспечения сохранности окружающей среды.

10.23. Необходимость проектирования тепловой изоляции определяется нормами технологического проектирования. При проектировании тепловой изоляции должны учитываться требования СНиП 2.04.14-88.

10.24. Тепловая изоляция должна обеспечивать защиту трубопроводов от тепловых потерь по всей его длине, в т.ч. в местах расположения опор, стыков, соединительных и переходных элементов и др. при различных диаметрах и способах прокладки трубопроводов.

Разрешается выполнять теплоизоляцию надземных трубопроводов из горючих материалов при условии устройства противопожарных перемычек из негорючих материалов. Для подземных трубопроводов выбор материала теплоизоляции не нормируется.

11. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ

11.1. Строительство трубопроводов, как правило, должно вестись поточным методом механизированными колоннами (комплексными трубопроводостроительными потоками - КТП), обеспечивающими высокую производительность и требуемое качество строительства, благодаря непрерывности производства всех видов работ в строгой технологической последовательности.

11.2. На строительстве промысловых трубопроводов небольшой протяженности могут быть применены также последовательный и параллельный методы организации строительства.

11.3. При любом методе организации строительства с целью обеспечения требуемого качества должны строго соблюдаться технологии производства работ, предусмотренные рабочей документацией и проектом производства работ (ППР). Любое изменение в процессе строительства утвержденных технологий производства работ должно быть согласовано с заказчиком и с разработчиками рабочей документации и ППР.

11.4. Сооружение переходов через крупные естественные и искусственные препятствия следует выполнять специализированными подразделениями (бригадами) по отдельному проекту производства работ. ППР должен быть согласован с владельцем искусственного сооружения, а по естественным препятствиям - с местной администрацией или ведомством, ответственным за эксплуатацию (охрану) природного объекта.

11.5. Строительство промысловых трубопроводов рекомендуется вести по принципу гибкой технологии и организации, для чего строительный поток должен быть оснащен технологическими машинами и оснасткой, приспособленными к производству работ на трубопроводах разных диаметров.

11.6. Характеристики машин и технологической оснастки, их количество и расстановка в строительном потоке должны соответствовать диаметру трубопровода, природным условиям строительства и принятой технологии производства работ.

Для бесперебойного функционирования КТП необходимо предусматривать страховое резервирование машин и технологической оснастки.

11.7. На строительстве трубопроводов в зависимости от диаметра труб и природных условий используют в основном две схемы организации работ:

трассовую, когда отдельные трубы доставляют непосредственно на трассу, раскладывают, сваривают в плети, изолируют и укладывают;

базовую, когда трубы изолируют (теплоизолируют) в базовых условиях, сваривают в двух-, трехтрубные секции на трубосварочной базе, вывозят на трассу, сваривают в плети, изолируют стыки и укладывают.

Схему работ следует выбирать на основе технико-экономического расчета.

11.8. В состав типового КТП входят:

бригада по расчистке строительной полосы от леса;

бригада по планировке строительной полосы, снятию плодородного слоя почвы;

бригада по установке свайных опор;

бригада по сооружению временных дорог и технологических проездов;

бригада погрузочно-разгрузочных и транспортных работ;

бригада по сварке поворотных стыков;

бригада по базовой изоляции;

звено по гнутью труб на трубогибочной установке;

бригада по сооружению переходов;

бригада по монтажу сложных узлов;

бригада по разработке траншеи и котлованов;

бригада по заготовке грунта в карьерах;

бригада по сварке неповоротных стыков;

бригада по изоляции трубопровода;

бригада по теплоизоляции трубопровода;

бригада по укладке и балластировке;

бригада по монтажу углов поворота и захлестов;

бригада производственного контроля качества работ;

бригада по засыпке и рекультивации;

бригада по монтажу средств электрохимзащиты;

бригада по очистке полости и испытанию трубопровода.

11.9. При сооружении трубопроводов следует применять преимущественно индустриальные методы монтажа: использование труб и деталей с заводским (или базовым) антикоррозионным и теплоизоляционным покрытием: труб с заводским бетонным (балластирующим или защитным) покрытием, укрупненных узлов (модулей, блоков) запорной арматуры, укрупненных узлов сбора газа (нефти) и т.п.

11.10. Все строительно-монтажные машины и технологическая оснастка, применяемые при сооружении трубопроводов, должны выбираться с учетом обеспечения сохранности при производстве работ как самих труб, так и нанесенных на них покрытий (антикоррозионных, теплоизоляционных, защитных, балластирующих).

11.11. Проект производства работ (ППР) на строительство трубопроводов параллельно действующим и на пересечениях с ними должен предусматривать меры, предотвращающие повреждения действующих трубопроводов.

11.12. Линейные (трассовые) работы по сооружению трубопроводов на вечномерзлых грунтах должны осуществляться в зимнее время с использованием грунтов в качестве оснований в соответствии со СНиП II-18-76. В летний период при потере несущей способности деятельного слоя грунта выполняются внетрассовые работы:

транспортировка труб, грузов и оборудования по автодорогам и водным путем на временные пионерные базы;

заготовка грунта в карьерах;

сварка труб в секции и изоляция на стационарных базах;

изготовление и изоляция гнутых и сварных отводов;

сборка, изоляция и испытания укрупненных линейных крановых узлов, узлов сбора газа и нефти и других конструкций;

ремонт и подготовка строительной техники и автотранспорта к работе в зимних условиях.

12. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ

12.1. Подготовительные работы на объекте разделяются на трассовые и внетрассовые подготовительные работы.

12.2. Внетрассовые подготовительные работы включают устройство вертолетных площадок и причалов, обустройство временных жилых городков, строительство временных дорог, монтаж сварочно-изоляционных баз и ремонтных мастерских, создание текущих, страховых и сезонных запасов труб и других материалов, а также выполнение работ в базовых условиях.

12.3. Обустройство временных жилых городков, баз сварки, изоляции, технического обслуживания, а также их инженерное обеспечение осуществляются в соответствии с ПОС и ППР.

12.4. Сварочные и изоляционные базы, как правило, должны располагаться вблизи пунктов разгрузки труб, а при наличии ограничений по вывозке секций непосредственно на трассе.

12.5. Площадки для приема вертолетов должны устраиваться при жилых городках, сварочно-изоляционных базах, около строительных площадок (переходы рек, узлы подключения КС и НС), по трассе трубопровода согласно проекту организации строительства.

12.6. Взлетно-посадочные площадки для вертолетов должны сооружаться в соответствии с требованиями СНиП 32-03-96.

12.7. Причалы должны быть приспособлены для приемки поступающих на строительство техники и материалов водным путем. Конструкция и технология сооружения причалов должны устанавливаться проектом.

12.8. Формирование текущих и страховых запасов материальных ресурсов должно быть увязано с графиком строительства.

12.9. Сезонные запасы материальных ресурсов создаются в районах с ограниченным периодом функционирования транспортной системы. Размеры сезонных запасов должны обеспечивать выполнение заданных объемов работ в период перерыва в поставках.

12.10. Для хранения наиболее объемных строительных грузов - труб, трубных секций и железобетонных пригрузов - должны устраиваться временные, на период строительства, склады, которые располагаются в пунктах разгрузки (станционные, причальные), при сварочно-изоляционных базах (базовые), в различных точках трассы (трассовые склады). Количество и местоположение различных видов складов должны быть обоснованы транспортной схемой в составе проекта организации строительства.

12.11. Для транспортировки материалов должна быть использована преимущественно существующая дорожная сеть, а в необходимых случаях построены временные дороги.

12.12. В зимний период для подъезда к строительным площадкам должны быть оборудованы зимние и ледовые дороги, ледовые переправы в соответствии с транспортной схемой.

Строительная организация должна разработать (своими силами или по договору) документацию на временные дороги с указанием объемов работ, технологии работ, используемых конструкций и правил эксплуатации.

12.13. Подготовительные работы, выполняемые в базовых условиях, включают следующие работы:

сварку труб в секции на трубосварочных базах и заготовку крановых узлов;

изоляцию труб, секций, трубной арматуры и деталей;

гидро- и теплоизоляцию одиночных труб, секций труб, криволинейных вставок, фитингов, деталей крановых узлов и т.п.;

холодное гнутье труб, изготовление укрупненных конструкций трубных блоков, спайных опор, ригелей, вмораживаемых анкеров, балластных конструкций и т.п.

12.14. Трассовые подготовительные работы включают:

разбивку и закрепление пикетажа, детальную геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы, выноску пикетов за ее пределы;

расчистку строительной полосы от леса и кустарника;

снятие плодородного слоя земли;

планировку строительной полосы, уборку валунов;

осушение строительной полосы, ее промораживание или защиту от промерзания в зависимости от грунтовых условий;

строительство временных дорог и технологических проездов;

устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ.

12.15. После планировки строительной полосы знаки разбивки оси трассы должны быть восстановлены.

12.16. Осушение строительной полосы и площадей должно осуществляться путем:

устройства боковых, отводных, нагорных и дренажных канав;

строительства водопропускных и водоотводных сооружений, которые служат для отвода поверхностных вод;

строительства подземного дренажного трубопровода;

устройства вертикальных иглофильтров.

На участках с плывунными грунтами через каждые 50-60 м по створу будущей траншеи должны устраиваться водопонизительные колодцы глубиной по 3,5-4 м для откачки из них воды.

Методы осушения должны быть указаны в проекте.

12.17. К расчистке трассы от леса приступают только при наличии лесопорубочных билетов. Расчистка трассы от леса и кустарника должна быть выполнена в границах строительной полосы.

12.18. Расчистка леса для прокладки временных дорог производится в границах, установленных проектом. Для минимизации масштабов лесорубки следует максимально использовать существующие лесовозные дороги и просеки.

12.19. При геодезическом закреплении трассы в вечномерзлых грунтах необходимо обозначить места с залеганием жильных и подземных льдов, участки морозного пучения и т.д. в соответствии с проектом.

Для выравнивания рельефа местности вертикальную планировку следует выполнять подсыпкой низинных мест привозным грунтом.

На участках трассы с подземными льдами и грунтами с льдистостью >0,4 подсыпку выполняют с возможностью стока поверхностных вод. Для подcыпки следует применять легко уплотняемые грунты. При этом необходимо предусматривать меры, исключающие возможность фильтрации воды через подсыпку или ее основание и проникновение в зону разработки траншеи и в тело насыпи временной дороги. Уплотнение каждого слоя подсыпки производят проходом груженных грунтом автосамосвалов.

12.20. Защита строительной полосы от заноса снегом, расчистка или задержание снега осуществляется на основании данных о розе ветров и интенсивности снегопереноса.

Расчистку трассы от снега рекомендуется производить в два этапа: сначала - полосы для проезда машин, развозки и раскладки труб и трубных секций, свайных, опор, затем - оставшейся части строительной полосы непосредственно перед выполнением сваебойных и земляных работ.

13. СТРОИТЕЛЬСТВО ВРЕМЕННЫХ ДОРОГ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПРОЕЗДОВ

13.1. Тип, конструкцию и ширину проезжей части временных дорог и технологических проездов выбирают в зависимости от диаметров трубопроводов, количества одновременно укладываемых ниток, способов прокладки трубопроводов и несущей способности грунтов и наличия местных дорожно-строительных материалов.

На участках с низкой несущей способностью грунтов могут быть использованы следующие конструкции:

со сборно-разборным покрытием;

лежневые;

дерево-грунтовые;

насыпные, армированные мелколесьем;

насыпные с основаниями из синтетических материалов (НСМ, ГТМ) или других аналогичных материалов;

грунтовые без покрытия;

снежно-ледовые и снежные.

13.2. Лежневые и дерево-грунтовые дороги устраивают в качестве технологических проездов вдоль трассы трубопровода для прохода строительно-монтажных колонн на болотах I и II типов.

13.3. Лежневые дороги устраивают в виде сплошного бревенчатого настила шириной 4, 6 и 8 м в зависимости от давления, оказываемого используемой техникой.

13.4. Дерево-грунтовую дорожную одежду устраивают в виде сплошного настила, из бревен диаметром 25-30 см, засыпаемого сверху грунтовой смесью.

По краям проезжей части покрытия укладывают скрепляющие прижимные бревна диаметром 18-25 см, между которыми отсыпают слой торфа толщиной 5-10 м и грунтовую смесь покрытия толщиной не менее 20-30 см.