СП 36.13330.2012 Действует

14.5.2 Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых возможно оттаивание грунта.

17.1.8 Значения ударной вязкости на образцах Шарпи (KCV) основного металла и сварного соединения труб с толщиной стенки 6,0 мм и более приведены в таблице 21. Ударную вязкость на образцах Шарпи следует определять для основного металла труб по ГОСТ 9454 в зависимости от толщины стенки трубы на образцах типов 11 – 13, а для сварных соединений в соответствии с ГОСТ 6996 типов IХ – ХI.

Количество вязкой составляющей в изломе образца ИПГ основного металла трубы с толщиной стенки более 7,5 мм приведено в таблице 21. Количество вязкой составляющей в изломе образца ИПГ следует определять по ГОСТ 30456.

Ударную вязкость на образцах Менаже (КСU) следует определять при температуре минус 40 °С, для районов Крайнего Севера и приравненных к ним – при минус 60 °С и принимать в зависимости от толщины стенки труб по таблице 22.

Образцы из основного металла для определения ударной вязкости на образцах Менаже изготовляются в соответствии с ГОСТ 9454 типов 1 – 3, а для сварного соединения на образцах типов VI – VIII по ГОСТ 6996.

Т а б л и ц а 21

Номинальный диаметр труб, DN | Рабочее давление, МПа | Ударная вязкость КСV при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, Дж/см2, не менее | | Количество вязкой составляющей в изломе образца ИПГ основного металла трубы при температуре, равной минимальной температуре стенки газопровода при эксплуатации, %, не менее | | основного металла | сварного соединения | До 500 | 10,0 и менее | 25 | 25 | – 500–600 | 10,0 и менее | 29 | 29 | – 700–800 | 10,0 и менее | 29 | 29 | 50 1000 | 5,5 и менее | 29 | 29 | 50 1000 | 7,5 | 39 | 34 | 60 1000 | 10,0 | 59 | 34 | 60 1200 | 5,5 и менее | 39 | 34 | 60 1200 | 7,5 | 59 | 34 | 70 1200 | 10,0 | 78 | 39 | 80 1400 | 7,5 | 78 | 39 | 80 1400 | 10,0 | 108 | 39 | 85 П р и м е ч а н и я 1 Для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по волокну в изломе не предъявляются. 2 Требования по ударной вязкости и волокну в изломе для труб с нормативным временным сопротивлением свыше 590 МПа должны быть установлены в стандартах на трубы. | | | |

Т а б л и ц а 22

Номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей трубопроводов, мм | Ударная вязкость при температуре, равной минус 60 °С для районов Крайнего Севера и приравненных к ним, и минуc 40 °С – для остальных районов, КСU, Дж/см2, не менее | | | основного металла | | сварного соединения | труб | соединительных деталей | От 6 до 10 | 29 | 29 | 25 Свыше 10 до 15 включительно | 39 | 29 | 29 » 15 » 25 » | 49 | 29 | 39 – для сварных соединений труб;29 – для сварных соединений деталей » 25 » 30 включительно | 59 | 39 | 39 » 30 » 45 » | – | 49 | 39

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

14.5.7 Минимальный защитный потенциал Uмин t при температуре грунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1 °С), в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле

16.26 Минимальное давление в любой точке трубопровода (с целью предотвращения образования двухфазного потока) должно быть выше упругости паров продукта на 0,5 МПа.

15.12 Типы кабелей определяются в проектной документации в зависимости от принятых технических решений и условий прокладки.

15.21 Для обеспечения сохранности кабеля следует прокладывать сигнальную ленту в траншее поверх кабеля связи.

16.29 На переходах трубопроводов через проселочные и лесные дороги должны предусматриваться решения по защите трубопроводов от повреждения (прокладка в защитных металлических футлярах, покрытие железобетонными плитами и др.).

17.1.9 Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки, в том числе ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированной самозащитной порошковой проволокой, а также электроконтактной сваркой оплавлением. Сталь труб должна хорошо свариваться дуговыми методами и электроконтактной сваркой.

Эквивалент углерода металла [С]э низкоуглеродистых низколегированных сталей, независимо от состояния их поставки – горячекатаные, нормализованные и термически упрочненные, – определяется по формуле

Фактическую величину эквивалента углерода следует включать в сертификат и обозначать на каждой трубе.

17.1.10 Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирования) должна быть не более 1,2 %.

17.1.17 Соединительные детали должны удовлетворять следующим требованиям:

длина сварных тройников должна быть равна не менее, чем двум диаметрам ответвления;

длина ответвления сварных тройников должна быть не менее половины диаметра ответвления, но не менее 100 мм;

17.2.1 Для ручной электродуговой сварки стыков трубопроводов должны применяться электроды с целлюлозным (Ц) и основным (Б) видами покрытий по ГОСТ 9466 и ГОСТ 9467 или аналоги импортного производства при наличии соответствующей разрешительной документации (свидетельства об аттестации).

Выбор типа электродов должен производиться в соответствии с таблицей 23.

Т а б л и ц а 23

Нормативное значение временного сопротивления металла труб, МПа | Назначение электрода | Тип электрода по ГОСТ 9467, вид электродного покрытия по ГОСТ 9466 До 540 | Для сварки первого (корневого) слоя шва неповоротных стыков труб | Э42-Ц, Э42А-Б До 590 включительно | | Э42-Ц, Э50-Ц, Э42А-Б, Э50А-Б До 540 | Для сварки «горячего» проходанеповоротных стыков труб | Э42-Ц, Э50-Ц, Э42А-Б, Э50А-Б До 590 включительно | | Э42-Ц, Э50-Ц, Э60-Ц*, Э42А-Б, Э50А-Б, Э60-Б До 490 включительно | Для сварки и ремонта сваркойкорневого слоя шва поворотных и неповоротных стыков труб | Э42А-Б, Э46А-Б До 590 включительно | | Э50А-Б, Э60-Б* До 490 включительно | Для подварки изнутри трубы | Э42А-Б, Э46А-Б До 590 включительно | | Э50А-Б До 490 включительно | Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва (после «горячего» прохода электродами Ц или после корневого слоя шва, выполненного электродами Б) | Э42А-Б, Э46А-Б От 490 до 540 включительно | | Э50А-Б, Э55-Ц От 540 до 590 включительно | | Э60-Б, Э60-Ц, Э70-Б* * Предназначены для сварки термоупрочненных труб. | |

17.2.2 Для автоматической сварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы по ГОСТ 9087 и проволоки углеродистые или легированные преимущественно с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246 или аналоги импортного производства при наличии соответствующей разрешительной документации (свидетельства об аттестации).

15.6 Для управления сетью связи создается система управления, которая состоит из аппаратно-программного комплекса и каналов связи между управляющим аппаратно-программным комплексом и оборудованием сетей связи.

17.1.5 Длина труб, поставляемых изготовителем, определяется при их заказе.

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

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

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

15.5 Сети связи состоят:

организационно – из узлов связи, радиорелейных станций, линий связи и присоединений;

технологически – из первичных и вторичных сетей.

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

6.5 Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 3.

Т а б л и ц а 3

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

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

Для малонаселенных районов Сибири и Дальнего Востока с плотностью населения менее 5 чел./км2 допускается установка запорной арматуры на магистральных газопроводах на расстоянии не более 60 км при установлении в проектной документации мероприятий по повышению надежности магистрального газопровода, совершенствованию технологий технического обслуживания и ремонта.

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

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

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

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

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

на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений от границы площадки узла подключения (при наличии) устанавливают охранные краны на расстоянии не более 3000 м и не менее:

а) 700 м для газопровода номинальным диаметром DN 1400;

б) 600 м для газопровода номинальным диаметром менее DN 1400 до DN 1000 включительно;

в) 500 м для газопровода номинальным диаметром менее DN 1000 до DN 600 включительно;

г) 300 м для газопровода номинальным диаметром менее DN 600;

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

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

на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку, за исключением водных преград шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды;

место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

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

Примечания

1 Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

2 Место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от границ их территорий, КС – от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов).

3 При удалении КС от магистрального газопровода на расстоянии свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС («шлейфах») на расстоянии 250 м от ограды КС.

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

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

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

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

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

Т а б л и ц а 14

Характер нагрузки и воздействия | Нагрузка и воздействие | Способ прокладки трубопровода | | Коэффициент надежностипо нагрузкеn | | Подземный, наземный (в насыпи) | Надземный | Постоянные | Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств | + | + | 1,10 (0,95) | Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.) | + | + | 1,00 (0,90) | Давление (вес) грунта | + | – | 1,20 (0,80) | Гидростатическое давление воды | + | – | 1,00 Временные длительные | Внутреннее давление для газопроводов | + | + | 1,10 | Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром DN 700–1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром DN 700 с промежуточными НПС без подключения емкостей | + | + | 1,15 | Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром DN 700–1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром DN 700 без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром менее DN 700 | + | + | 1,10 | Масса продукта или воды | + | + | 1,00 (0,95) | Температурные воздействия | + | + | 1,00 | Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры | + | + | 1,50 Кратковременные | Снеговая нагрузка | – | + | 1,40 | Ветровая нагрузка | – | + | 1,20 | Гололедная нагрузка | – | + | 1,30 | Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта | + | – | 1,20 | Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств | + | + | 1,20 | Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов | + | + | 1,00 | Воздействие селевых потоков и оползней | + | + | 1,00 Особые | Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах | + | + | 1,00 | Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или многолетнемерзлых грунтов при оттаивании) | + | + | 1,00 | Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов | + | – | 1,05 П р и м е ч а н и я 1 Знак «+» означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак «–» – не учитываются. 2 Значения коэффициента надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции. 3 Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц. 4 Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации в газопроводах возможно полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах – попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта. 5 Для защиты нефтепровода (нефтепродуктопровода) от повышения давления система автоматизации должна обеспечивать отключение НПС при повышении давления в нефтепроводе до величины, равной 1,09 от допустимого рабочего давления на выходе НПС. | | | |

12.1.2 Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R1 и R2 следует определять по формулам

Т а б л и ц а 10

Характеристика труб | Значение коэффициента надежности по материалу k1 Сварные из стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5 % и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100 % на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами. После выполнения технологического шва допускается лазерная (лазерно-гибридная) сварка средней части толщины стенки, при этом часть сварного шва, выполненного лазерной (лазерно-гибридной) сваркой, остается в готовой трубе после двухсторонней электродуговой сварки под флюсом | 1,34 Сварные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100 % сварных соединений неразрушающими методами.Бесшовные, подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100 % на сплошность металла неразрушающими методами. Сварные, изготовленные электроконтактной сваркой токами высокой частоты, подвергнутые локальной термообработке сварных соединений и общей термообработке, подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100 % на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами | 1,40 Сварные, изготовленные электроконтактной сваркой токами высокой частоты, подвергнутые общей термообработке или локальной термообработке сварных соединений и сварные соединения которых подвергнуты автоматическому контролю в объеме 100 % неразрушающими методами | 1,47 Прочие бесшовные или электросварные | 1,55 П р и м е ч а н и е – Допускается применять коэффициенты: 1,34 вместо 1,40; 1,40 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k1. |

Т а б л и ц а 11

Т а б л и ц а 12

Номинальный диаметр трубопровода DN | Значение коэффициента надежности по ответственности трубопровода kн | | | | для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р | | | для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов | р ≤ 5,5 МПа | 5,5 < р ≤ 7,5 МПа | 7,5 < р ≤ 10 МПа | 500 и менее | 1,100 | 1,100 | 1,100 | 1,100 600–1000 | 1,100 | 1,100 | 1,155 | 1,100 1200 | 1,155 | 1,155 | 1,210 | 1,155 1400 | 1,155 | 1,210 | 1,265 | –

12.2.10    Выталкивающая сила воды qв, Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

Примечание – При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидкопластическое состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.

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

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

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

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

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

12.4.3

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

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

для П-образных по формуле

12.6.4

13.11 Требования по охране окружающей среды следует включать в проектную документацию отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

14.4.3 Заземлители устройств защитных заземлений, подключаемых к катодно-защищаемому трубопроводу, следует выполнять из оцинкованного проката черных металлов, в соответствии с [3].

14.3.5 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 по ГОСТ 5494 и иметь толщину в пределах 0,2–0,5 мм.

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

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

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

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

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

Таблица 5

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

9.4.12 Для трубопроводов номинальным диаметром DN 500 и более на участках пересечений активных тектонических разломов и участках с сейсмичностью 6 баллов по шкале MSK-64 и более необходимо обеспечить инструментальный мониторинг колебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

15.18 На переходах через водные преграды со стабильным руслом кабели связи должны заглубляться на глубину не менее 1 м. На переходах через реки с изменяющимся руслом и особыми гидрогеологическими условиями величина заглубления кабеля определяется в проектной документации, при этом прокладка кабелей должна проводиться на глубину не менее 0,5 м ниже расчетной отметки возможного размыва дна на ближайшие 25 лет.

12.6.3 Коэффициенты уменьшения жесткости kж и увеличения напряжений mк для гнутых и сварных отводов компенсаторов при lк < 0,3 определяются по формулам:

15.3 Сети связи магистральных трубопроводов должны обеспечивать:

централизованное управление объектами магистрального трубопровода;

функционирование автоматизированной системы управления технологическим процессом;

оперативную связь персонала диспетчерской службы;

служебную связь эксплуатационного и ремонтного персоналов в каждой точке линейной части магистрального трубопровода;

возможность выхода на каналы других операторов связи для вызова оперативных служб и взаимодействия в случае ликвидации возможных аварий;

производственную связь на территории объектов магистрального трубопроводного транспорта;

функционирование информационных сетей и передачу информации в соответствии со стандартами организаций;

функционирование и управление сетями сигнализации, оповещения, техническими средствами охраны;

управление технологическим процессом при возникновении возможных аварий и инцидентов.

Технологии, топологии и средства связи, применяемые для создания сетей связи, а также принципы их построения устанавливаются предприятиями магистрального трубопроводного транспорта.

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

15.1 Магистральные трубопроводы должны быть оборудованы сетями связи.

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

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

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

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

16.8 В качестве линейной запорной арматуры необходимо предусматривать арматуру бессальниковой конструкции, предназначенную для бесколодезной установки.

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

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

При подземной прокладке трубопровода в стесненных условиях допускается принимать расстояние от проектируемого трубопровода до других действующих трубопроводов по таблице 6. В проектной документации должны быть предусмотрены технические решения по обеспечению сохранности существующих коммуникаций в период строительства проектируемого трубопровода.

Для подземных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при соответствующем технико-экономическом обосновании допускается сокращение расстояний, указанных в таблице 6, при условии подтверждения эксплуатационной надежности и экологической безопасности соответствующими исследованиями.

Т а б л и ц а 8

Таблица 5Номинальный диаметр проектируемого трубопровода DN | Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего подземных трубопроводов, м | | на землях, на которых не требуется снятие и восстановление плодородного слоя | на землях, на которых требуется снятие и восстановление плодородного слоя До 400 включительно | 11 | 20 Свыше 400 до 700 включительно | 14 | 23 Свыше 700 до 1000 включительно | 15 | 28 Свыше 1000 до 1200 включительно (для газопроводов) | 16 | 30 Свыше 1000 до 1200 включительно (для нефтепроводов) | 32 | 32 Свыше 1200 до 1400 включительно (для газопроводов) | 18 | 32 П р и м е ч а н и я 1 Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия указанные в таблице расстояния допускается уменьшать при необходимости, обоснованной расчетами. 2 Для трубопроводов различного назначения и разных диаметров следует выполнять требования 7.19. 3 В случае разработки в проектной документации мероприятий по временному вывозу плодородного грунта на площадки складирования, расположенные вне зоны проведения строительно-монтажных работ, расстояния допускается принимать как для земель, на которых не требуется снятие и восстановление плодородного слоя. 4 Допускается прокладка трубопровода на участках подключения к действующему трубопроводу на расстоянии менее указанного в таблице 6, но не менее 1 м между стенками трубопроводов. | |

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

12.2.5 Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы qлед, Н/м, следует определять по формуле

15.10 Кабельные линии связи следует предусматривать, как правило, с левой стороны магистрального трубопровода по ходу продукта, на расстояние не менее 8 м от оси трубопровода номинальным диаметром до DN 500 и не менее 9 м – номинальным диаметром свыше DN 500.

При одновременном строительстве кабели линейной телемеханики допускается прокладывать в одной траншее с кабельной линией связи.

Расстояния от магистрального трубопровода при прокладке в сложных условиях и в случае вынужденных отступлений обосновываются в проектной документации.

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

17.2.6 Для газовой резки труб должны применяться:

кислород технический по ГОСТ 5583;

ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457;

пропан-бутановая смесь по ГОСТ 20448.

17.3.11 Анкерные устройства изготавливаются из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

9.3.3 Пересечение шахтных полей трубопроводами следует предусматривать:

на пологопадающих пластах – вкрест простирания;

на крутопадающих пластах – по простиранию пласта.

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

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

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

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

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

5.1 Магистральные газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы (далее – трубопроводы) следует прокладывать подземно (подземная прокладка).

Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в 11.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

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

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

5.4 Не допускается прокладка участков магистрального трубопровода по территории населенных пунктов, промышленных или сельскохозяйственных объектов, аэродромов, железнодорожных станций, морских или речных портов, пристаней и других аналогичных объектов, кроме случаев, приведенных в 5.5а.

Примечание – Допускается размещение на территориях населенных пунктов следующих сооружений магистрального трубопровода:

- установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;