|
Система нормативных документов в строительстве Ведомственные строительные нормы ИНСТРУКЦИЯ
СП 34-116-97 Министерство топлива и энергетики Российской
Федерации (Минтопэнерго России) Москва 1997 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. "Инструкция" 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 ..." Минтопэнерго России 1997 г. СОДЕРЖАНИЕ 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". 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 01.04. 1998 г. 1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ1.1. 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 ХАРАКТЕРИСТИКИ2.1. 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 осуществляются в соответствии с действующими методиками или требованиями. Список рекомендуемых методик приведен в РД 39-132-94. 3. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ3.1. 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 детали3.3. 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 Шарли 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. 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. 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 Шарли для сварного соединения должны иметь сечение 10 ´ 10 мм 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. Требования к ударной вязкости KCU
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 Сэ или рсм металла труб и изделий, независимо от состояния поставки, по формулам:
где: С, Mn, Cr, Мо, V, Ti, Nb, Сu, Ni, Si и В - массовые доли (%) соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, кремния и бора в стали. Величины Сэ и рсм 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:
в которой значение Rtst 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 Rtst 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 требования 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 ´ 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 материалы3.27. 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 кгс/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 всплытия3.33. 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 покрытий3.38. Для противокоррозионных покрытий трубопроводов должны применяться материалы, приведенные в табл. 4. Материалы для защитных покрытий
Примечания: 1) - Для сохранности
покрытий заводского или базового нанесения в период транспортировки,
погрузочно-разгрузочных работ, складирования предусмотреть специальные меры в
соответствии с НТД, исключающие механические повреждения. 2) - 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. 3) - Для труб диаметром не
более 426 мм допускается толщина 2,0 мм. 4) - Для труб диаметром
более 114 мм допускается толщина 2,2 мм. 5) - Для труб 530 мм и более
конструкция защитного покрытия состоит из 2-х слоев ленты и одного или двух
слоев обертки. 6) - Данная конструкция
допускается к применению на нефте- и нефтепродуктопроводах. 7) - Для труб диаметром 820
мм при пролегают трубопровода в мягких грунтах допускается применение
покрытия без обертки по согласованию с заказчиком и Госгортехнадзором России. 8) - Под максимальной
температурой эксплуатации понимается максимальная температура транспортируемого
продукта. 9) - 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: 1) - Показатели свойств
замеряют при температуре 293 К (20 °С), если специально не оговорено другое. 2) - 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. 3) - Показатель применяют
только для покрытий на основе полиолефинов. Для других полимеров - по
соответствующим НДТ. 4) - До 01.01. 1999 г.
настоящий показатель для лент допускается принимать 5 Н/см, а для оберток - 3
Н/см. 5) - По согласованию с
заказчиком и потребителем допускается балл 3. 6) - 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. 7) - 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. 8) - По согласованию с
заказчиком для поливинилхлоридной (ПВХ) допускается температура хрупкости 253 К
(минус 20 °С). Требования к покрытиям нормального типа
Примечания: 1) - Характеристики замеряют
при температуре 293 К (20 °С), если не оговаривается другое. 2) - Показатель относится к
покрытиям на основе полиолефинам и ПВХ, для других полимеров согласно
соответствующей НТД. 3) - По согласованию с
заказчиком и потребителем допускается балл 3. 4) - Адгезия к стали лент на
основе поливинилхлорида должна быть не менее 5 Н/см ширины. 5) - 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. Типы внутренних защитных покрытий
Примечания: 1). 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. 2). 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 БЕЗОПАСНОСТИ4.1. 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. 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 также как для трубопроводов со средами, не содержащими
сероводорода. 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,
пересекаемыми строящими 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 не обязательно. 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 (yn) и коэффициентов условий работы трубопровода (yc) должны приниматься по табл. 9 и 10. Значения коэффициентов надежности по назначению трубопровода
* только для газопроводов Значения коэффициентов условий работы трубопровода
4.4. Значения коэффициентов надежности по материалу (ym) и по нагрузке (yf) должны приниматься по табл. 11 и 12. 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 ym. Значения коэффициентов надежности по нагрузке
Примечание: 1. Знак "+"
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 содержащий 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*. Расстояния между трубопроводами
Примечание: При
комбинированной прокладке расстояния между трубопроводами принимаются как для
способа подземный - подземный. 5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССАМ ТРУБОПРОВОДОВ5.1. 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 ТРУБОПРОВОДАМ6.1. 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 de. 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 арматуры6.4. Па 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 арматуры за время не более 2-х 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 трубопроводов6.8. Заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть, не менее (м); на непахотных землях вне постоянных проездов: при условном диаметре менее 1000 мм - 0,8; при условном диаметре 1000 мм и более - 1,0; на пахотных и орошаемых землях - 1,0; в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин - 0,6; при пересечении оросительных и осушительных каналов от предельной глубины профиля очистки дна канала - 1,1; при пересечении автомобильных дорог: от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра - 1,4; от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного футляра (при размещении дорожного полотна на нулевых отметках или в выемках) - 0,5. 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 n - количество трубопроводов, прокладываемых совместно с первым, de - диаметры трубопроводов, С - расстояния между трубопроводами. 6.11. Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями должны проектироваться в соответствиями 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 трубопроводов6.12. 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 de; 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 трубопровода6.15. 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 не судоходных, не сплавных 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. 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 грунтах6.29. Прокладка подземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочности должна осуществляться с учетом требований СНиП 2.02.01-83. Для грунтов 1 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. Категории участков трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах
Примечание: В скобках
указаны категории участков для одиночных "холодных" трубопроводов Категории просадочности грунтов
* - Влажность грунта между
крупными ледяными включениями. * - Для минерального грунта
просадочность без нагрузки, для торфа - под нагрузкой 0,04 МПа. 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 районах6.33. 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 ПРЕГРАДЫПереходы трубопроводов через водные преграды и болота7.1. 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. |