ГОСТ Р 70623-2023 Трубопроводы промысловые. Трубопроводы из гибких полимерных армированных труб. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации.
ГОСТ Р 70623-2023
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Трубопроводы промысловые
ТРУБОПРОВОДЫ ИЗ ГИБКИХ ПОЛИМЕРНЫХ АРМИРОВАННЫХ ТРУБ
Правила проектирования, монтажа и эксплуатации
Field pipelines. Pipelines made of flexible reinforced plastic pipes. Rules of design, installation and operation
ОКС 75.200
Дата введения 2024-06-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Инжиниринговая компания Научно-исследовательский институт по строительству трубопроводов и объектов ТЭК" (АО "НИИСТ"), Публичным акционерным обществом "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" (ПАО "ЛУКОЙЛ") и Публичным акционерным обществом "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "РОСНЕФТЬ") совместно с Федеральным государственным бюджетным учреждением "Российский институт стандартизации" (ФГБУ "Институт стандартизации")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Нефтяная и газовая промышленность"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2023 г. N 1669-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)
Введение
Настоящий стандарт разработан с учетом требований, установленных в федеральных законах [1], [2].
Настоящий стандарт содержит нормы и правила, которые необходимо соблюдать при проектировании, реконструкции, строительстве и эксплуатации промысловых трубопроводов из гибких полимерных армированных труб.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на проектирование, строительство, реконструкцию, эксплуатацию и капитальный ремонт промысловых трубопроводов из гибких полимерных армированных труб (далее - трубопроводы), номинальным размером от 32 до 200 мм включительно, допустимым рабочим давлением не более 35 МПа и температурой транспортируемой среды не выше плюс 95°С, изготовленных по ГОСТ Р 59834.
Настоящий стандарт распространяется на все типы промысловых трубопроводов согласно Федеральным нормам и правилам 0*.
1.2 Настоящий стандарт не распространяется:
- на тепловые сети, трубопроводы водоснабжения и водоотведения;
- трубопроводы для транспортирования природного газа, а также сред с кодом "газ" согласно таблице 1, при рабочем давлении свыше 10 МПа или рабочей температуре свыше плюс 60°С;
- трубопроводы для транспортирования продукции, содержащей сероводород (парциальное давление сероводорода выше 0,00030 МПа), не имеющие оценки стойкости к водородному и сульфидно-коррозионному растрескиванию с учетом пункта 6.1.2.2.2 ГОСТ Р 59834-2021;
- трубопроводы для транспортирования природного газа, а также сред с кодом "газ" согласно таблице 1 при рабочем давлении свыше 2,5 МПа, не имеющие оценки газопроницаемости и стойкости к взрывной декомпрессии (кессонный эффект) составляющих их труб и фитингов (соединений). Допустимые значения, а также методики оценки должны быть согласованы с потребителем;
- морские подводные трубопроводы.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9.602 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.044 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения
ГОСТ 12.3.009 Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности
ГОСТ 17.1.3.05 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами
ГОСТ 17.1.3.10 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу
ГОСТ 17.4.3.02 Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ
ГОСТ 8240 Швеллеры стальные горячекатаные. Сортамент
ГОСТ 9238 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений
ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 22733 Грунты. Метод лабораторного определения максимальной плотности
ГОСТ 24297 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля
ГОСТ 24856 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ 26775 Габариты подмостовые судоходных пролетов мостов на внутренних водных путях. Нормы и технические требования
ГОСТ 30244 Материалы строительные. Методы испытаний на горючесть
ГОСТ 32388-2013 Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия
ГОСТ 32794 Композиты полимерные. Термины и определения
ГОСТ Р 51164 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 52398 Классификация автомобильных дорог. Основные параметры и требования
ГОСТ Р 54559 Трубы и детали трубопроводов из реактопластов, армированных волокном. Термины и определения
ГОСТ Р 55276 (ИСО 21307:2011) Трубы и фитинги пластмассовые. Процедуры сварки нагретым инструментом встык полиэтиленовых (ПЭ) труб и фитингов, используемых для строительства газо- и водопроводных распределительных систем
ГОСТ Р 55990-2014 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования
ГОСТ Р 55724 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
ГОСТ Р 57512 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения
ГОСТ Р 59057 Охрана окружающей среды. Земли. Общие требования по рекультивации нарушенных земель
ГОСТ Р 59834-2021 Промысловые трубопроводы. Трубы гибкие полимерные армированные и соединительные детали к ним. Общие технические условия
ГОСТ Р ИСО 3126 Трубопроводы из пластмасс. Пластмассовые элементы трубопровода. Определение размеров
ГОСТ Р ИСО 12176-1 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 1. Сварка нагретым инструментом встык
ГОСТ Р ИСО 12176-2 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 2. Сварка с закладными нагревателями
СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям
СП 16.13330 "СНиП II-23-81* Стальные конструкции"
СП 18.13330 "СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий"
СП 20.13330.2016 "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия"
СП 22.13330 "СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений"
СП 25.13330 "СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах"
СП 34.13330 "СНиП 2.05.02-85* Автомобильные дороги"
СП 35.13330.2011 Мосты и трубы
СП 37.13330.2012 "СНиП 2.05.07-91* Промышленный транспорт"
СП 48.13330 "СНиП 12-01-2004 Организация строительства"
СП 61.13330 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов
СП 68.13330 "СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения"
СП 86.13330.2022 "СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы
СП 227.1326000 Пересечения железнодорожных линий с линиями транспорта и инженерными сетями
СП 284.1325800 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ
СП 392.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Исполнительная документация при строительстве. Формы и требования к ведению и оформлению
СП 393.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Организация строительного производства
СП 399.1325800.2018 Системы водоснабжения и канализации наружные из полимерных материалов. Правила проектирования и монтажа
СП 406.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые стальные для нефти и газа. Монтажные работы. Сварка и контроль ее выполнения
СП 409.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Производство работ по устройству тепловой и противокоррозионной изоляции, контроль выполнения работ
СП 411.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Испытания перед сдачей построенных объектов
СП 422.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство подводных переходов и контроль выполнения работ
СП 424.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Производство работ по противокоррозионной защите средствами электрохимзащиты и контроль выполнения работ
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 24856, ГОСТ 32794, ГОСТ Р 54559, ГОСТ Р 57512, ГОСТ Р 59834, ГОСТ Р 55990, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 балластировка трубопровода: Установка на трубопроводе устройств (средств), обеспечивающих его проектное положение на обводненных и заболоченных участках трассы, переходах через водные преграды и болота.
3.2 взрывная декомпрессия: Разрушение материала после воздействия газа или насыщенной газом жидкости при повышенных давлениях и быстром сбросе давления.
3.3 газопроницаемость: Свойство материалов пропускать через себя газообразные вещества при наличии градиента концентрации или давления.
3.4 переход трубопровода через водную преграду: Участок трубопровода в подводном или надземном (воздушном) исполнении, проложенный через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 и глубиной свыше 1,5 м или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.
3.5 ответвление: Участок трубопровода, предназначенный для перераспределения потока перекачиваемого продукта в необходимом направлении.
Примечание - Ответвление присоединяется к основному трубопроводу посредством тройникового соединения.
3.6 прокладка трубопровода: Способ расположения трубопровода относительно поверхности земли.
3.7 расстояние в свету: Наименьшее расстояние между двумя наружными поверхностями конструкций.
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АГРС - автоматизированная газораспределительная станция;
ВЛ - воздушная линия электропередачи;
ВТУ - внутритрубное устройство;
ГВВ - горизонт высоких вод;
ГИС - газоизмерительная станция;
ГКС - газокомпрессорная станция;
ГНС - газонаполнительная станция;
ГПАТ - гибкая полимерная армированная труба;
ГПЗ - газоперерабатывающий завод;
ГРС - газораспределительная станция;
ГС - головные сооружения;
ДКС - дожимная компрессорная станция;
ДНС - дожимная насосная станция;
ЗН - закладной нагреватель;
КС - компрессорная станция;
ЛЭП - линии электропередачи;
ММГ - многолетнемерзлые грунты;
ПД - проектная документация;
ПКГУ - полимерно-контейнерные грунтозаполненные утяжелители;
ПС - пункт сбора;
ПУЭ - правила устройства электроустановок;
ПХГ - подземное хранилище газа;
ПЭВП - полиэтилен высокой плотности;
СДТ - соединительные детали трубопровода;
СМР - строительно-монтажные работы;
СПХГ - станция подземного хранения газа;
ТУ - технические условия;
УКПГ - установка комплексной подготовки газа;
УПН - установка подготовки нефти;
УППГ - установка предварительной подготовки газа;
УПСВ - установка предварительного сброса воды;
ЦПС - центральный пункт сбора.
5 Общие положения
5.1 Границей промыслового трубопровода является запорная арматура, установленная на входе трубопровода на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки. При отсутствии запорной арматуры за границы промысловых трубопроводов принимают ограждения либо бровки отсыпки технологических площадок, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности.
5.2 При проектировании трубопроводов следует использовать материалы, изделия и оборудование, разрешенные к применению в установленном законодательством порядке.
5.3 При проектировании и строительстве трубопроводов необходимо учитывать требования строительных норм и правил.
5.4 Расчетный срок службы промыслового трубопровода, до разработки и утверждения соответствующих методик, устанавливают в проектно-сметной документации на основании рекомендаций завода-изготовителя.
5.5 Способ прокладки трубопровода определяют в проекте исходя из экономической целесообразности выбранного технического решения. При этом должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
5.6 Трубопроводы могут быть проложены параллельно действующим или проектируемым промысловым трубопроводам в общих коридорах.
Минимальные расстояния между строящимися и действующими трубопроводами при параллельной прокладке определяют согласно требованиям 8.6.
5.7 Прокладка трубопроводов может быть произведена в районах с сейсмичностью по шкале MSK-64 не более 6 баллов для надземного и не более 8 баллов для подземного исполнения включительно.
В сейсмических районах на участках пересечения трассой трубопровода активных тектонических разломов, на переходах через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках рекомендуется применять стальные трубы.
5.8 Допускается параллельная прокладка трубопроводов группой в одной траншее, обваловании или на одной эстакаде с учетом требований раздела 8.
Количество трубопроводов в группе определяют в проектной документации исходя из условий обеспечения надежности, безопасности эксплуатации трубопроводов и удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ.
5.9 Трубопроводы следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет увеличения степени заводской готовности строительных конструкций с применением конструкций в блочно-комплектном исполнении.
5.10 Давление насыщенных паров продукта при установлении рабочего давления трубопровода должно приниматься исходя из максимально возможной температуры продукта в условиях транспортирования.
При транспортировании нестабильных газонасыщенных жидкостей рабочее давление во всех точках трубопровода должно быть выше давления насыщения транспортируемого продукта не менее чем на 0,5 МПа.
6 Классификация транспортируемых продуктов
Код среды | Транспортируемая среда | |
Газ | Продукты в газообразной фазе или представляющие собой смесь газа и жидкости, в том числе нестабильные конденсаты и нефть с газовым фактором свыше 300 м  /т | 1,50 |
Нефть | Продукты, находящиеся в жидкой фазе, в том числе стабильные конденсаты и нефть с газовым фактором до 300 м /т | 1,25 |
Вода | Негорючие продукты на водной основе, токсичные и не токсичные воды, включая пластовые и сточные воды | 1,00 |
Примечания
1 Для кодов среды "газ" и "нефть" при отсутствии информации у завода-изготовителя о стойкости материала армирующего каркаса к сероводороду рекомендуется принимать коэффициент запаса равный 2 и 1,5 соответственно.
2 Значение коэффициента запаса для трубопроводов, транспортирующих химические регенты (метанол, деэмульгаторы, ингибиторы), следует принимать равным 1,25.
| ||
7 Классификация трубопроводов
7.1 Классы трубопроводов
7.1.1 Трубопроводы с кодом среды "газ" в зависимости от рабочего давления подразделяют на два класса:
1) III класс - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа включительно;
2) IV класс - при рабочем давлении до 2,5 МПа включительно.
7.1.2 Трубопроводы с кодом среды "нефть" относятся к одному классу:
1) III класс - при номинальном размере до 200 мм включительно.
7.2 Минимальные расстояния от населенных пунктов, предприятий, объектов, зданий, сооружений, транспортных и инженерных сетей до трубопроводов
7.2.1 Безопасность в районах прохождения промысловых трубопроводов обеспечивают расположением их на соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры. Минимальные расстояния в свету от трубопроводов устанавливают в соответствии с [4].
Минимальные расстояния в свету от трубопроводов для транспортирования сред с кодом "вода" до зданий и сооружений должны быть приняты согласно СП 18.13330.
7.2.2 Минимальные расстояния от оси трубопроводов, транспортирующих среды с кодами "нефть" и "газ", приняты согласно требованиям СП 284.1325800 и изложены в таблице 2.
Значения расстояний от оси трубопроводов, транспортирующих жидкие среды, до зданий, сооружений и других инженерных сетей должны быть приняты в зависимости от класса трубопровода, но не менее значений, приведенных в таблице 2.
При необходимости размещения трубопроводов на отметках земли выше объектов, помимо приведенных в таблице 2 минимальных расстояний, 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;
- устройства отводных канав, защитных экранов и других технических сооружений;
- установки дополнительных датчиков (устройств) обнаружения утечек транспортируемого продукта и запорных устройств с дистанционным управлением, отключающих аварийные участки трубопровода в случае утечек продукта;
- прокладки трубопровода в защитном футляре (далее - футляре).
Таблица 2 - Минимальные расстояния от оси трубопровода до объектов, зданий и сооружений
Объект, здание и | Минимальное расстояние от оси трубопровода, м, для | ||
сооружение* | кода среды "газ" | кода среды "нефть" | |
| Класс | ||
| III | IV | III |
А | 100 200 | 75 150 | 75 |
Б | 75 100 | 75 150 | 30 |
В |
|
|
|
Г | 30 50 | 20 50 | 20 |
Д | 75 75 | 75 75 | 30 |
Е | 30 30 | 15 15 | 30 |
Ж | 75 100 | 75 100 | 50 |
З | 25 40 | 25 40 | 50 |
И | В соответствии с требованиями [5] | ||
К | В соответствии с требованиями [6] | ||
Л | 50 50 | 50 50 | 25 |
М | 25 25 | 25 25 | 10 |
Н | 50 50 | 30 50 | 0 |
О | 50 50 | 50 50 | 10 |
П | 10 10 | 10 10 | 10 |
Р | 15 15 | 15 15 | 15 |
С | 10 10 | 10 10 | 10 |
Т | Не менее 10 во всех случаях | ||
У | 20 20 | 5 5 | 5 |
Ф | 20 20 | 9 9 | 5 |
Х | 20 20 | 10 10 | 30 |
Ц | 20 20 | 30 30 | 15 |
Ц1 | 30 30 | 30 30 | 50 |
Ц2 | 20 20 | 15 15 | 25 |
Ц3 | В соответствии с требованиями [6] | ||
Ч | 9 9 | 9 9 | 15 |
Э | 10 10 | 9 9 | 10 |
Ю | 50 75 | 50 75 | 50 |
Я | 50 75 | 50 75 | 10 |
А1 | 15 15 | 15 15 | 15 |
А2 | 20 20 | 15 15 | 20 |
А3 | 50 50 | 75 750 | 25 |
Примечания
1 Значения, указанные над чертой, относятся к трубопроводам с кодом среды "газ", не содержащий сероводород, под чертой - код "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 их ближайших выступающих частей.
3 Минимальные расстояния от мостов с пролетом 20 м и менее железных и автомобильных дорог следует принимать такими же, как от соответствующих дорог.
4 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).
| |||
5 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 процентов.
6 Расстояния между устьем скважин ПХГ и месторождений и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами от других скважин допускается уменьшать до 30 м. 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. Скважины в границах минимально допустимых расстояний должны быть оборудованы клапанами-отсекателями.
Расстояния до объектов, отсутствующих в настоящих нормах, должны приниматься по согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами государственного надзора.
| |||
7 Категории автомобильных дорог следует принимать:
- для дорог общего пользования и подъездных дорог к промышленным предприятиям - по ГОСТ Р 52398 и СП 34.13330;
- для внутренних автомобильных дорог промышленных предприятий и организаций - по СП 34.13330.
8 Значения минимальных расстояний до объекта У приняты для всех трубопроводов, за исключением подводящих и отводящих систем.
9 Минимальные расстояния от трубопроводов, транспортирующих химреагенты, должны быть приняты как для кода среды "нефть".
* Обозначения к графе:
| |||
А - Города и другие населенные пункты, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокозаводы, карьеры разработки полезных ископаемых, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев при количестве машин более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (больницы, школы, клубы, детские сады, ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания в три этажа и более; железнодорожные станции, аэропорты и пристани, гидроэлектростанции, гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов, очистные сооружения и насосные водопроводные станции, не относящиеся к промыслу; мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом св. 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся жидкостей и газов с объемом хранения св. 1000 м , автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи России и других ведомств, а также телевизионные башни;
| |||
Б - Железные дороги общей сети (на перегонах) и автомобильные дороги I, II, III категорий, параллельно которым прокладывают трубопровод;
В - Отдельностоящие жилые здания в один и два этажа, садовые домики коллективных садов, дачи, дома линейных обходчиков, животноводческие фермы, огороженные участки для организованного выпаса скота, полевые станы, кладбища;
Г - Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения, гаражи и открытые стоянки для автомобилей при количестве машин 20 и менее; автомобильные дороги общего пользования IV, V категорий, подъездные автомобильные дороги, а также автомобильные дороги от жилых поселков или вахтенных комплексов промысла; межплощадочные автомобильные дороги, технологически не связанные с промыслом предприятий; железные дороги промышленных предприятий и сооружения водоотведения;
| |||
Д - Территории УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, СПХГ и других технологических установок подготовки нефти и газа;
Е - Устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин;
Ж - Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IV, V, lll-п и IV-п категорий с пролетом св. 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению);
З - Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, водозаборные сооружения и станции оросительных систем, параллельно которым прокладывают газопровод;
И - Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добычу на которых производят с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов;
| |||
К - Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывают трубопровод, пересечения трассы трубопровода с ЛЭП; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом, открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более.
Территории ГРС, АГРС, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:
Л - городов и других населенных пунктов, предприятий, отдельных зданий, сооружений и других потребителей;
М - объектов промыслов и газопроводов (пунктов учета расхода газа, групповых сборных;
Н - Закрытые подземные емкости для хранения и разгазирования конденсата при узлах пуска и приема очистных устройств, кроме изготавливаемых из труб конденсатоприемников, входящих в состав узлов, для которых расстояние определяется конструктивно;
О - Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата (продукта) из трубопровода;
| |||
П - Кабели междугородной связи и силовые электрические кабели;
Р - Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы;
С - Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах;
Т - Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов;
У - Замерные сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные газорегулировочные пункты, установки предварительного сброса пластовой воды и др. Требования не относятся к расстояниям до подводящих и отводящих трубопроводов объектов, указанных в данном пункте;
Ф - Резервуарные парки для нефти, насосные станции водоотведения;
| |||
Х - Насосные станции водоснабжения, очистные сооружения, кустовые насосные станции для поддержания пластового давления, градирни, котельные и другие вспомогательные и производственные здания категории Д;
Ц - Открытые емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.
Для отдельно стоящих электростанций и распределительных устройств, предназначенных для питания объектов промысла:
Ц1 - открытых;
Ц2 - закрытых;
Ц3 - объектов, не относящихся к промыслу;
| |||
Ч - Подъездные железнодорожные пути (до подошвы насыпи или бровки выемки);
Э - Подъездные внутрипромышленные дороги (IV, V категорий) и подъезды на территории нефтяного месторождения;
Ю - Вертодромы и посадочные площадки (без базирования на них вертолетов);
Я - Административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов;
А1 - Контрольный пункт телемеханики блок-бокс;
А2 - Железнодорожные сливоналивные устройства;
А3 - Резервуары конденсата, гликолей, метанола, этаноламинов и других горючих жидкостей.
| |||
8 Выбор трасс трубопроводов
8.1 Выбирать трассу трубопроводов следует на основе технико-экономического обоснования и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов.
8.2 При выборе трасс трубопроводов необходимо учитывать перспективное развитие месторождения, условия строительства и обслуживания трубопроводов в период их эксплуатации (существующие, строящиеся и проектируемые здания и сооружения, мелиорация, ирригация пустынных и других районов и т.д.).
8.3 Прокладку трубопровода осуществляют в границах земельного участка, предоставленного для этих целей, в соответствии с земельным законодательством.
8.4 Прокладка трубопроводов не допускается: в одном тоннеле с железными и автомобильными дорогами, электрическими и телефонными кабелями и другими трубопроводами; по мостам железных и автомобильных дорог и в одной траншее с электрическими и телефонными кабелями.
8.5 При взаимном пересечении газопроводы должны располагаться над нефтепроводами, конденсатопроводами, другими трубопроводами, транспортирующими жидкие продукты, и водоводами. При невозможности соблюдения вышеуказанного требования проектируемый трубопровод должен быть заключен в защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 10 м в обе стороны от оси пересекаемой коммуникации.
8.6 Расстояния между параллельными действующими и вновь строящимися трубопроводами, в том числе объединенными в группу, должны быть приняты из условий обеспечения сохранности действующего трубопровода при строительстве нового, безопасности при проведении работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации согласно таблице 3, независимо от материального исполнения трубопровода.
Таблица 3 - Минимальные расстояния между строящимися и действующими трубопроводами при параллельной прокладке
Номинальный размер | Минимальное расстояние между осями трубопроводов, м | |
проектируемого трубопровода, мм | При отсутствии ММГ | На ММГ, теряющих при оттаивании несущую способность |
До 150 включ. | 5 | 20 |
Св. 150 до 200 включ. | 8 | 30 |
Примечание - На ММГ расстояние между осями трубопроводов следует определять на основании теплотехнических расчетов.
| ||
8.7 Расстояние в свету между строящимися параллельными трубопроводами, объединенными в группу, должно быть принято из условий обеспечения надежности и безопасности эксплуатации и удобства выполнения СМР, но не менее одного наружного диаметра труб с учетом толщины наружного покрытия (при наличии).
8.8 При наземной прокладке без насыпи минимальные расстояния между параллельными вновь строящимися трубопроводами принимают по таблице 3.
8.9 При параллельной прокладке трубопроводов различных диаметров расстояние принимают по большему диаметру.
8.10 Проектируемый трубопровод, прокладываемый параллельно действующему, следует располагать, если возможно, с одной стороны от действующего.
8.11 Прокладка трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов контрольно-измерительного пункта, ингибитора коррозии и гидратообразования допускается в одной траншее совместно с газопроводами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 350 мм.
8.12 Взаимные пересечения трубопроводов, а также пересечения трубопроводов с кабелями и кабельными каналами рекомендуется выполнять под углом не менее 60° для всех типов прокладки трубопроводов.
8.13 При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно быть принято не менее 350 мм с учетом теплоизоляционного покрытия при наличии. Требования к пересечениям трубопроводов, прокладываемых методом наклонно-направленного бурения, а также к пересечениям трубопроводов кабелями связи, прокладываемых методом наклонно-направленного бурения, должны регламентироваться отдельными нормативными документами, утвержденными в установленном законодательством порядке.
9 Конструктивные решения трубопроводов
9.1 Общие положения
9.1.1 Номинальный размер трубопроводов должен быть определен гидравлическим расчетом с учетом требований раздела 11.
9.1.2 Толщина стенки труб должна соответствовать сортаменту завода-изготовителя.
9.1.3 Трубопроводы надземной прокладки следует проектировать с покровным слоем из материала группы горючести НГ или Г1, установленных ГОСТ 30244 и ГОСТ 12.1.044, для защиты от воздействия ультрафиолетовых лучей. Срок службы покровного слоя должен быть не менее срока службы трубопровода.
9.1.4 В трубопроводах для соединения труб применяют соединительные детали (фитинги) в соответствии с ГОСТ Р 59834 и техническими условиями завода-изготовителя.
Прессовую (обжимную) соединительную деталь под фланец применяют для соединения ГПАТ в местах переходов на стальной трубопровод и присоединения к запорной арматуре, регуляторам давления и другой аппаратуре, контрольно-измерительным приборам и узлам обвязки оборудования, а также для соединения ГПАТ между собой.
Элементы стальной конструкции (узла), в состав которой входит СДТ, должны быть заводского исполнения.
9.1.5 Способ соединения трубопроводов выбирают на этапе проектирования исходя из условий эксплуатации в соответствии с нормативной документацией, техническими документами и инструкцией изготовителя.
9.1.6 Места соединения трубопроводов при подземном и наземном (в насыпи) способах прокладки должны быть обозначены соответствующими знаками.
9.1.7 Тип конструкции трубы определяют на этапе проектирования с учетом обеспечения требований безопасности эксплуатации трубопровода.
9.1.8 Места установки запорной арматуры должны быть определены проектной документацией с учетом требований 9.2. Запорная арматура, располагаемая под землей, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для ее открытия-закрытия без спуска человека в колодец.
Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов, предназначенных для транспортирования продукции, содержащей сернистый водород, должна быть установлена на поверхности.
9.1.9 Класс герметичности для конструкций запорной, регулирующей и предохранительной арматуры трубопроводов должен соответствовать классу А по ГОСТ 9544.
9.1.10 С целью предотвращения образования вакуума при дренировании трубопровода необходимо предусматривать установку воздушников. Расположение воздушников по трассе трубопровода определяют на стадии проектирования.
9.1.11 Для уменьшения продольных перемещений трубопроводов и вызванных ими воздействий на примыкающие узлы и конструктивные элементы следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку неподвижных опор, компенсаторов, компенсаторов-упоров.
9.1.12 При проектировании отдельных участков трубопровода, выполняемых из стальных труб и деталей, следует руководствоваться нормами на стальные промысловые трубопроводы.
9.1.13 Не допускается производить соединение трубопровода в местах "стыковки" грунтов разной степени просадочности.
9.1.14 Для надземных участков (узлов задвижек) согласно требованиям [7] должно быть предусмотрено молниезащитное заземление, чтобы исключить занос высокого потенциала и статического электричества и возможное повреждение соединения стальной трубы и ГПАТ при прямых ударах молнии. Для создания электрической непрерывности растеканию тока на фланцевых соединениях надземного участка должны быть установлены перемычки.
9.1.15 При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться мероприятия, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола, ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и др.). Выбор мероприятия определяют на основании технико-экономических расчетов.
При перекачке вязких сред следует предусматривать мероприятия, предотвращающие застывание продукта в трубопроводе (применение теплоизоляции, систем электрообогрева, путевого подогрева трубопровода и др.). Выбор мероприятий определяют на основании теплотехнических и технико-экономических расчетов.
9.1.16 Необходимость установки и конструкцию узлов пуска и приема ВТУ определяют проектом. Места установки узлов пуска и приема ВТУ должны быть ограждены, иметь освещение, к ним должен быть обеспечен подъезд автотранспорта.
Все элементы трубопроводов в пределах одного участка, по которому предусмотрено прохождение ВТУ, должны иметь один номинальный размер (трубы, линейная арматура, камера пуска и приема ВТУ).
При соответствующем обосновании допускается не предусматривать устройства пуска и приема ВТУ.
9.1.17 При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания ВТУ в ответвление.
9.1.18 Для демонтажа и оценки состояния ГПАТ без остановки перекачки трубопроводы рекомендуется оборудовать узлами контроля, состоящими из узла запорной арматуры и байпаса с диагностическими ГПАТ, расположенными последовательно. Количество узлов контроля определяют в зависимости от срока службы и периодичности оценки состояния трубопровода.
9.1.19 Минимальные допустимые радиусы упругого изгиба должны быть приняты исходя из устойчивости положения трубопровода, но не менее 25-кратного значения DN/ID.
9.1.20 Пересечения трубопроводов с воздушными линиями электропередачи следует проектировать в соответствии с требованиями правил [6].
9.1.21 В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна быть предусмотрена только подземная прокладка под углом не менее 60°.
9.2 Размещение запорной арматуры
9.2.1 На трубопроводах следует предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом требованиями пункта 9.2 ГОСТ Р 55990-2014.
9.2.2 Установку запорной арматуры необходимо предусматривать:
а) в начале каждого ответвления на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;
б) на входе и выходе трубопроводов из УППГ, УКПГ, ДКС, ГС, ПХГ, ГИС, ГКС, ГНС, ДНС, ГПЗ, УПСВ, УПН, ЦПС, ПС (охранная отключающая арматура) на расстоянии от границ территории площадок не менее 100 м.
в) на отметках ГВВ 10% обеспеченности на обоих концах подводного и надземного (воздушного) переходов через водную преграду при ее ширине более 10 м по зеркалу воды в межень и глубине более 1,5 м при пересечении:
1) трубопроводами с кодом среды нефть, трубопроводами систем водоснабжения, водоотведения, пластовых и сточных вод на однониточных переходах и на переходах с резервной ниткой;
2) трубопроводами с резервной ниткой с кодом среды "газ" от УКПГ до ГС;
г) на обоих концах участков трубопроводов с кодом среды "нефть", проходящих на отметках выше зданий и сооружений населенных пунктов и промысловых объектов энергетического, диспетчерско-производственного и жилищно-бытового назначения, в том числе железных дорог общей сети и автодорог с I до III категорий, на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности и необходимости обеспечения безопасности объектов;
д) на обоих берегах болот III типа при необходимости сооружения резервной нитки протяженностью 500 м и более.
9.2.3 Допускается не устанавливать запорную арматуру в начале ответвлений протяженностью до 500 м, а также при наличии в пределах расстояний, приведенных в 9.2.1 и 9.2.2, устройств для приема и пуска ВТУ.
9.2.4 При последовательном пересечении нескольких водных преград, расположенных поблизости друг от друга, допускается их объединение в один участок с установкой узлов запорной арматуры на концах участка при выполнении следующих условий:
- ширина каждой из водных преград не превышает 25 м;
- суммарная ширина водных преград с расстоянием между ними в межень до 5 км с учетом отметок ГВВ 10% обеспеченности.
Границы перехода должны соответствовать требованиям 10.1.5.
Для контроля давления в трубопроводе рекомендуется устанавливать манометры с обеих сторон запорной арматуры.
Запорная арматура должна иметь дистанционное и автоматическое управление по сигналам систем противоаварийной защиты.
9.2.5 Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УППГ, УКПГ, ДКС, ГС, ПХГ, ГИС, ГКС, ГНС, ДНС, ГПЗ, УПСВ, УПН, ЦПС, ПС, а также на трубопроводах с кодами среды "нефть" или "газ", при переходе через водные преграды и с кодом среды "нефть" при прокладке выше отметок зданий и сооружений, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление и сигнализацию в случае утечек продукта. Запорная арматура с дистанционным и автоматическим управлением для аварийного перекрытия трубопровода должна быть оборудована ручным дублером.
9.2.6 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. Требования не относятся к узлам подключений технологических площадок, узлам запорной арматуры для трубопроводов надземной прокладки на единой строительной эстакаде, подземных трубопроводов в одной траншее и наземных трубопроводов в единой насыпи.
9.2.7 Отключающая арматура, размещаемая в соответствии с 9.2.2 б), должна обеспечивать возможность перекрытия потока в случаях:
- несрабатывания локальных защит и блокировок на входных технологических линиях площадочного объекта;
- возникновения аварийной ситуации на площадочном объекте и невозможности перекрытия потоков остальными исполнительными механизмами.
Управление отключающей арматуры должно быть осуществлено по месту и дистанционно с пульта оператора/диспетчера.
9.2.8 На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, узлах пуска и приема ВТУ, узлах подключения следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры.
На трубопроводах-шлейфах продувочные свечи не устанавливают.
9.2.9 Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2 ч. Внутренний диаметр свечи должен быть не менее 50 мм, высота вытяжной свечи от уровня земли - не менее 5 м.
9.2.10 Расстояние от свечи до зданий и сооружений, не относящихся к данному трубопроводу, следует принимать в соответствии с требованиями таблицы 2.
9.2.11 Расстояние от вдольтрассовых ВЛ-35 (20, 10, 6) кВ, входящих в состав трубопроводов, до запорной арматуры и продувочных свечей должно быть не менее полуторакратной высоты опоры.
9.2.12 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.
9.2.13 Трубопроводы обвязки линейной запорной арматуры, находящиеся под давлением, байпасы, продувочные линии и перемычки допускается предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки. К приводу арматуры должен предусматриваться доступ. Проектные решения должны исключать неравномерную осадку трубопроводов и арматуры.
9.2.14 Отключающая арматура с дистанционным и автоматическим управлением для аварийного перекрытия трубопровода должна быть оборудована ручным дублером.
9.2.15 На трубопроводах в местах установки арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть искробезопасными, несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.
9.2.16 Перед монтажом задвижек их необходимо проверить на закрывание и открывание.
9.2.17 Комплекс работ по установке узлов задвижек выполняют в следующем порядке:
- разработка котлована;
- планировка дна, подсыпка под фундамент и ее трамбовка;
- укладка фундаментных плит;
- транспортирование монтажных заготовок к месту установки крановых узлов и задвижек;
- сборка узла из заготовок в котловане;
- изоляция стыков;
- гидравлическое испытание узла;
- присоединение узла к нити трубопровода с помощью фланцевых соединений;
- контроль фланцевых соединений;
- засыпка узла с трамбовкой пазух;
- установка средств управления задвижкой;
- установка ограждения, обустройство площадки вокруг узла.
9.2.18 Крутизну откосов котлована назначают исходя из условий обеспечения безопасной работы людей в котловане. При отсутствии откосов устраивают крепление стенок котлована.
9.2.19 Во избежание повреждения подводящих труб и задвижек в процессе промерзания и пучения грунтов необходимо производить обсыпку подземных элементов узла сухим крупнозернистым песком толщиной слоя 0,5 м, а затем выполнять засыпку минеральным грунтом из отвала.
9.3 Подземная прокладка трубопроводов
9.3.1 Заглубление трубопроводов до верхней образующей трубы согласно СП 284.1325800 должно быть не менее:
а) на непахотных землях вне постоянных проездов - 0,8 м;
б) на пахотных и орошаемых землях - 1,0 м;
в) в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин - 0,6 м;
г) при пересечении оросительных и осушительных каналов от предельной глубины профиля очистки дна канала - 1,1 м;
д) при пересечении автомобильных дорог:
1) от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра - 1,4 м;
2) от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного футляра (при размещении дорожного полотна на нулевых отметках или в выемках) - 0,5 м.
9.3.2 Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, считая до верхней образующей трубы, должна быть на 0,5 м больше расчетной глубины промерзания/протаивания грунта. Меньшую глубину заложения трубопровода допускается принимать при условии принятия мер, исключающих: замерзание арматуры, устанавливаемой на трубопроводе; недопустимое снижение пропускной способности трубопровода в результате образования льда на внутренней поверхности труб; повреждение труб и их стыковых соединений в результате замерзания воды, деформации грунта и температурных напряжений в материале стенок труб; образование в трубопроводе ледяных пробок при перерывах подачи транспортируемого продукта, связанных с повреждением трубопроводов.
9.3.3 Заглубление трубопроводов определяют с учетом результатов теплотехнических расчетов.
9.3.4 Прокладку трубопровода в районах распространения ММГ определяют проектными решениями, обеспечивающими надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.
9.3.5 Трубопровод должен прилегать ко дну подготовленной траншеи по всей длине, без провисов и зазоров. При выявлении зазоров должна быть выполнена подсыпка зависающих мест грунтом с его уплотнением.
9.3.6 На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах допускается укладка трубопроводов в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. При пересечении водотоков в теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные сооружения.
9.3.7 При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых и мерзлых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать применение скального листа или устройство подсыпки из мелкогранулированных грунтов толщиной не менее 10 см над выступами дна траншеи. При этом должно быть обеспечено сплошное прилегание трубопровода.
9.3.8 На участках прокладки трубопроводов на вечномерзлых (многолетнемерзлых) грунтах выбор принципа использования ММГ как оснований должен быть проведен в соответствии с требованиями СП 25.13330 на основании теплотехнического расчета 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.
9.3.9 При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативность должен быть проведен с учетом дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением грунтов. Степень пучения определяют исходя из теплотехнических расчетов сезонных колебаний температур с учетом теплового влияния трубопровода на грунты основания.
Следует выравнивать дно траншеи в местах "стыковки" участков с грунтами разной степени просадочности (с отличающимися структурами), чтобы избежать появления в трубопроводе дополнительных изгибных напряжений. Необходимо обеспечивать уплотнение "подушки" до достижения 90 процентов своей максимальной плотности, определяемой на основании требований ГОСТ 22733.
9.3.10 На участках трубопровода с высоким уровнем грунтовых вод (выше отметки дна траншеи) необходимо предусмотреть его балластировку. Тип и марку балластирующих устройств следует определять в зависимости от природно-климатических условий, на основе расчета трубопровода на устойчивость против всплытия, с учетом 12.7-12.9.
9.3.11 При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20 процентов следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов. Перемычки должны обеспечивать устойчивость плети в случае сдвига и (или) сползания по склону до окончания процесса обратной засыпки.
9.3.12 При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.
9.3.13 Обозначение трассы трубопровода предусматривают путем установки щитов-указателей в соответствии с [3] и укладки сигнальной ленты по всей длине трассы. Для всех способов прокладки, за исключением надземного и наземного без обвалования, дополнительно щитом-указателем обозначают места расположения соединений "ПАТ-сталь". Расстояние между сигнальной лентой и трубопроводом в свету следует принимать не менее 250 мм с учетом теплоизоляционного покрытия (при наличии). Допускается применение сигнальной ленты с вмонтированным в нее электропроводом-спутником или полосой металлической фольги, позволяющей определить местонахождение трубопровода приборным методом. Материал сигнальной ленты, в том числе с полосой металлической фольги, должен быть стоек к механическим нагрузкам.
9.3.14 Пересечения трубопровода с ВЛ следует проектировать в соответствии с требованиями правил [6].
9.3.15 При прокладке трубопровода в футляре (каркасе) или способом наклонно-направленного бурения укладка сигнальной ленты не требуется. На границах прокладки трубопровода способом наклонно-направленного бурения устанавливают опознавательные знаки.
9.3.16 Конструктивное исполнение и материал для укрепления склонов, переходов, откосов должны быть определены проектными решениями.
9.3.17 При сооружении трубопроводов следует производить нивелировку дна траншеи:
- на прямых участках через 50 м;
- вертикальных кривых упругого изгиба через 10 м;
- переходах через железные и автомобильные дороги, ручьи, реки, овраги, балки и другие преграды - в соответствии с разрабатываемыми индивидуальными рабочими чертежами.
9.3.18 Допускается устройство узких траншей для укладки ГПАТ с бухт. Ширину узких траншей определяют проектом, и она может достигать значений диаметра труб.
9.3.19 Соединение арматуры с трубопроводом следует выполнять в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя.
9.4 Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов
9.4.1 При наземной прокладке должны быть исключены процессы размыва, осыпания, сползания насыпи с трубы или ограничено тепловое воздействие трубопроводов на грунты оснований, обеспечено устройство сооружений для пропуска постоянных и периодически действующих водотоков.
9.4.2 Земляные насыпи должны быть выполнены с послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. Для повышения устойчивости насыпи вокруг трубопроводов следует применять искусственное закрепление грунтов.
9.4.3 При пересечении водотоков в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропускные сооружения. Дно водопропускных сооружений и примыкающие к ним откосы насыпи должны быть укреплены железобетонными плитами или камнем. Число и размеры водопропускных сооружений определяют расчетом с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.
9.4.4 Поперечный профиль насыпи должен быть:
- по верху насыпи - не менее 1,5 DN/ID м;
- высотой над трубопроводом - не менее 0,8 м;
- с откосами - не менее углов естественного откоса грунта, но не менее чем 1,00:1,25.
9.5 Наземная прокладка трубопровода без насыпи
9.5.1 Наземная прокладка трубопроводов допускается в рамках проектов пробной эксплуатации месторождений.
9.5.2 Наземная прокладка без насыпи допускается на отдельных участках в условиях пустынь, полупустынь, тундры, землях лесного фонда. Запрещена наземная прокладка ГПАТ без насыпи в водоохранных и затопляемых зонах.
9.5.3 При прокладке на землях лесного фонда, помимо выполнения требований правил [8], необходима дополнительная подготовка территории, включая снятие плодородного слоя почвы на расстоянии не менее 20 м от проектной оси трассы трубопровода с каждой стороны.
9.5.4 Прокладку трубопровода осуществляют свободным изгибом в границах отвода земли.
9.5.5 Трасса трубопровода должна быть обозначена опознавательными знаками.
9.5.6 Возможна параллельная прокладка трубопроводов одного назначения. Минимальные расстояния в свету между трубопроводами следует принимать в зависимости от диаметра по таблице 3. Для обеспечения в процессе эксплуатации сохранения данного расстояния между трубопроводами необходимо устанавливать упоры.
9.5.7 На болотах и в заболоченных местах наземная прокладка может применяться в виде исключения при соответствующих мероприятиях по обеспечению надежности эксплуатации трубопровода.
9.6 Надземная прокладка трубопроводов
9.6.1 Надземная прокладка трубопроводов при соответствующем обосновании допускается на отдельных участках на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций.
9.6.2 При надземной прокладке трубопроводов по свайному основанию (эстакаде) допускается параллельная прокладка нескольких трубопроводов на одних и тех же ригелях.
9.6.3 Надземную прокладку трубопроводов следует производить с учетом стойкости наружного слоя ГПАТ к ультрафиолету, с применением защитных покрытий, футляров или теплоизоляции.
9.6.4 Надземную прокладку необходимо осуществлять в виде балочных систем, подразделяющихся на виды:
- прямолинейная прокладка без компенсации продольных перемещений;
- прокладка трубопроводов с самокомпенсацией продольных перемещений (однопролетные консольные переходы).
9.6.5 Величину пролетов нужно определять в зависимости от принятой схемы и конструкции надземной прокладки согласно требованиям 12.6.
9.6.6 Конструкции опор надземных участков трубопроводов и методы их сооружения должны обеспечивать проектное положение трубопроводов в процессе эксплуатации. Опоры следует проектировать из материалов групп горючести НГ или Г1.
9.6.7 Опорные конструкции надземных трубопроводов должны сохранять свою работоспособность на протяжении расчетного срока службы трубопровода.
9.6.8 Минимальную высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности грунта до низа трубопровода следует принимать с учетом совокупности факторов на участках прокладки (характеристики грунтов, уровня подъема воды во время паводка, учета теплозащитной характеристики снега, условий монтажа и др.), но не менее 0,5 м:
- в местах свободного прохода людей - 2,5 м;
- на путях миграции крупных животных - 3,0 м.
При пересечении автомобильных дорог расстояние от низа трубопровода до верха покрытия проезжей части следует принимать по согласованию с организациями, эксплуатирующими автомобильные дороги, но не менее 5,5 м.
Конструкцию перехода через трубопровод на путях миграции крупных животных следует принимать по согласованию с местными органами исполнительной власти.
Высоту прокладки трубопроводов над землей на участках ММГ устанавливают из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунта под опорами и трубопроводом с учетом прогноза снегонакопления возле опор.
В необходимых случаях пересечение наземными и надземными промысловыми трубопроводами промысловых автомобильных дорог допускается выполнять с устройством мостовых переходов малой длины (в составе автодороги) и футляров на трубопроводах.
9.6.9 На поверхности деталей опор, соприкасающихся с ГПАТ, не допускаются задиры, заусенцы и острые кромки.
9.6.10 На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке и на переходах через естественные и искусственные препятствия необходимо предусматривать постоянные ограждения высотой не менее 2,2 м для исключения возможности перехода людей по трубопроводу через препятствие.
9.6.11 Надземные переходы через естественные и искусственные преграды без устройства опорных систем не допускаются.
9.6.12 При прокладке трубопроводов через естественные препятствия расстояние от низа пролетного строения следует принимать:
- при пересечении оврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5% обеспеченности;
- при пересечении несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,5 м до уровня воды при 1% обеспеченности и наивысшего горизонта ледохода;
- при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной ГОСТ 26775.
9.6.13 Для мест надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия в проекте должны быть предусмотрены конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.
9.7 Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах
9.7.1 В районах распространения просадочных грунтов прокладка трубопроводов должна быть осуществлена с учетом следующих требований:
- прокладка подземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочности должна производиться согласно СП 22.13330;
- для грунтов I типа просадочности прокладка трубопроводов должна вестись как в непросадочных грунтах.
Тип просадочности и величину возможной просадки грунтов определяют в соответствии с требованиями СП 22.13330.
9.7.2 Для уменьшения воздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры следует предусмотреть замену грунта, техническую мелиорацию грунтов, прокладку трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинистых устройств для обеспечения устойчивости положения трубопроводов.
9.7.3 Для уменьшения напряжения в трубопроводе при его неравномерных осадках на основании расчетов динамики теплового режима грунта в процессе эксплуатации трубопровода должны быть предусмотрены специальные мероприятия:
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.