СП 36.13330.2012 Действует

- сети связи, средства телемеханики;

- линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, устройства электроснабжения и дистанционного управления трубопроводной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

- другие сооружения магистрального трубопровода, в которых не предусмотрено обращение веществ, предназначенных для транспортировки в соответствии с 1.1 и 1.2.

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

номинальный диаметр нефтепровода должен быть не более DN 700;

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

трубопровод должен приниматься категории В;

заглубление трубопровода следует принимать не менее 1,2 м;

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

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

Прокладка магистральных нефтепроводов по селитебным территориям не допускается.

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

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решаются при проектировании.

5.9 В состав магистральных трубопроводов входят:

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

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

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

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

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

здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

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

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

СПХГ;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;

указатели и предупредительные знаки.

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

8.2.9 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

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

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

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

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

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

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

6.2.1 Магистральные нефтепроводы:

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

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

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

класс IV – DN 300 и менее.

6.2.2 Магистральные нефтепродуктопроводы:

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

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

класс IV – DN 300 и менее.

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

Т а б л и ц а 1

Категория трубопровода и его участка | Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m В | 0,660 I | 0,825 II | 0,825 III | 0,990 IV | 0,990

6.4 Категории магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 2.

Т а б л и ц а 2

Назначение трубопровода | Категория трубопровода при прокладке | | подземной | наземной и надземной Для транспортирования природного газа: | | номинальным диаметром менее DN 200 | IV | III номинальным диаметром DN 1200 и более | III | III в северной строительно-климатической зоне | III | III Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: | | номинальным диаметром менее DN 700 | III | III номинальным диаметром DN 700 и более | III | III в северной строительно-климатической зоне | III | III

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 4

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Т а б л и ц а 6

Таблица 4Номинальный диаметр трубопровода DN | Расстояние между осями смежных магистральных трубопроводов, м | | газопроводов | нефтепроводов и нефтепродуктопроводов До 400 включительно | 8 | 5 Свыше 400 до 700 включительно | 9 | 5 Свыше 700 до 1000 включительно | 11 | 6 Свыше 1000 до 1200 включительно | 13 | 6 Свыше 1200 до 1400 включительно | 15 | – П р и м е ч а н и я 1 Расстояние между осями смежных трубопроводов разных диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для трубопровода большего диаметра. 2 Расстояние между двумя нефтепроводами и нефтепродуктопроводами, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее указанного в таблице 6, но не менее 1 м между стенками трубопроводов. | |

Т а б л и ц а 7

Способ прокладки параллельных ниток газопроводов | | Минимальное расстояние в свету, м, между параллельными нитками газопроводов | | | | | | | на открытой местности или при наличии между газопроводами лесной полосы шириной менее 10 м | | | при наличии между газопроводами лесной полосы шириной свыше 10 м | | | | при номинальном диаметре газопровода DN | | | | | Первой | Второй | до 700 | свыше 700 до 1000 | свыше 1000 до 1400 | до 700 | свыше 700 до 1000 | свыше 1000 до 1400 Наземный | Наземный | 20 | 30 | 45 | 15 | 20 | 30 Наземный | Подземный | 20 | 30 | 45 | 15 | 20 | 30 Надземный | Подземный | 20 | 30 | 45 | 15 | 20 | 30 Надземный | Надземный | 40 | 50 | 75 | 25 | 35 | 50 Надземный | Наземный | 40 | 50 | 75 | 25 | 35 | 50 П р и м е ч а н и е – При наличии на подземных газопроводах отдельных наземных или надземных участков протяженностью не более 100 м (переходы через овраги и т.д.) допускается уменьшать минимальное расстояние между параллельными нитками на этих участках до 25 м, а при отнесении этих участков к категории II указанные расстояния следует принимать как для подземной прокладки (с учетом требований 11.10). | | | | | | |

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

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

Расстояние от запорной арматуры и продувочных свечей газопроводов до оси нефтепроводов или нефтепродуктопроводов при параллельной прокладке с газопроводами и при их пересечении должно соответствовать расстоянию, установленному для параллельной прокладки нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

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

между газопроводами – значений, приведенных в таблице 9;

между нефтепроводами и нефтепродуктопроводами – в соответствии с 7.17 и 7.18;

между нефтепроводами и газопроводами – 1000 м.

Т а б л и ц а 9

Способ прокладки параллельных ниток газопроводов | | Минимальное расстояние в свету между нитками, м, при номинальном диаметре газопроводов DN | | Первой | Второй | до 700 | свыше 700 до 1000 | свыше 1000 до 1400 Подземный | Подземный | 60 | 75 | 100 Наземный | Наземный | 50 | 60 | 80 Подземный | Наземный | 50 | 60 | 80 Подземный | Надземный | 50 | 60 | 80 Надземный | Надземный | 40 | 50 | 75 Наземный | Надземный | 40 | 50 | 75

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

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

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

7.24 В местах пересечения участков магистрального трубопровода с линиями электропередачи напряжением от 110 кВ и выше должна быть предусмотрена только подземная прокладка трубопровода под углом не менее 60º. При этом трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, следует принимать не менее 1 000 м в обе стороны от пересечений категории II. Газопроводы следует принимать категории II в обе стороны от пересечения с ВЛ от 110 кВ и категории I в обе стороны от пересечения с ВЛ 500 кВ и выше.

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

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

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

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

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

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

полосы, предназначенной для размещения колонны трубоукладчиков;

технологического зазора между стрелой трубоукладчика и боковой образующей трубопровода;

зоны, предназначенной для размещения сваренного в нитку трубопровода;

траншеи по ее верху;

бермы, предназначенной для предотвращения сползания грунта в траншею;

зоны, предназначенной для временного размещения отвала минерального грунта;

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

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

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

зоны вырубки леса для размещения ВЛ.

7.28 Расстояние между строящимся участком магистрального трубопровода и кабелем технологической связи следует принимать в соответствии с разделом 15.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Примечание – Требование настоящего пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения не распространяется.

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

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

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

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

8.2.6 Номинальный диаметр газопровода продувочной линии должен быть не более DN 300. Время опорожнения участка газопровода между запорной арматурой следует определять на основе технологических и экономических расчетов.

Установку продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии не менее 300 м от зданий и сооружений, не относящихся к объектам транспорта газа.

Установку запорной арматуры газопроводов следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, в соответствии с таблицей 4.

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

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

Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м.

Расстояние от продувочных свечей на магистральных газопроводах до воздушных линий электропередачи высокого напряжения принимается в соответствии с [3].

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

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

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

8.2.11 Запорная арматура, устанавливаемая на переходах через водные преграды:

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

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

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

при номинальном диаметре менее DN 1000 0,8;

при номинальном диаметре DN 1000 и более (до DN 1400) 1,0;

на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению 1,1;

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

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда

автотранспорта и сельскохозяйственных машин 0,6;

на пахотных и орошаемых землях 1,0;

при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных)

каналов  (от дна канала) 1,1.

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

9.1.2 Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с требованиями раздела 12.

9.1.3 Ширину траншеи понизу следует назначать не менее:

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

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

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

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