Свод правил СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85 (с Изменениями N 1, 2, 3, 4 ред. от 31.05.2022).
СП 36.13330.2012
СВОД ПРАВИЛ
МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Trunk pipelines
Актуализированная редакция
ОКС 91.010, ОКС 75.200
Дата введения 2013-07-01
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила разработки и утверждения сводов правил - Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. N 858 "О порядке разработки и утверждения сводов правил"
Сведения о своде правил
1 ИСПОЛНИТЕЛИ: открытое акционерное общество "Инжиниринговая нефтегазовая компания - Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК" (ОАО ВНИИСТ), открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть"), общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ООО "Газпром ВНИИГАЗ"), общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов" (ООО "НИИ ТНН") и открытое акционерное общество "Институт по проектированию магистральных трубопроводов" (ОАО "Гипротрубопровод")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"
3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики
4 УТВЕРЖДЕН приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) от 25 декабря 2012 г. N 108/ГС и введен в действие с 1 июля 2013 г.
5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 36.13330.2011 "СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы"
Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Росстандарта в сети Интернет
ВНЕСЕНЫ: Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 18 августа 2016 г. N 580/пр c 19.02.2017; Изменение N 2, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 29 апреля 2019 г. N 246/пр c 23.08.2019; Изменение N 3, утвержденное приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России) от 5 февраля 2021 г. N 45/пр и введенное в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 6 апреля 2021 года N 887-р c 08.04.2021; Изменение N 4, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России) от 31 мая 2022 г. N 434/пр c 31.05.2022
1 Область применения
1.1 Настоящий свод правил распространяется на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них, капитальный ремонт магистральных газопроводов и ответвлений от них номинальным диаметром до DN 1400 включительно, с избыточным давлением среды от 1,2 до 10 МПа включительно (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:
а) нефти, нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и стабильного бензина), природного, нефтяного и искусственного углеводородных газов из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий и портов);
в) товарной продукции в пределах компрессорной станции, нефтеперекачивающей станции, перекачивающей станции, станций подземного хранения газа, дожимной компрессорной станции, газораспределительной станции и узла замера расхода газа;
г) импульсного, топливного и пускового газа для КС, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ и пункта редуцирования газа (далее - ПРГ).
Настоящий свод правил не распространяется на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов (за исключением реконструкции участков существующих трубопроводов или капитального ремонта участков магистральных газопроводов, фактически находящихся на территории городов и других населенных пунктов, магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) прокладываемых для подключения их к предприятиям по переработке, перевалке и хранению нефти (нефтепродуктов)), в морских акваториях и промыслах, а также трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, охлажденных до температуры ниже минус 40°С.
Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования стабильного конденсата и стабильного бензина, следует выполнять в соответствии с требованиями настоящего свода правил, предъявляемыми к нефтепроводам.
К стабильному конденсату и бензину следует относить углеводороды и их смеси, имеющие при температуре плюс 20 °С упругость насыщенных паров менее 0,2 МПа (абс).
(Измененная редакция, Изм. N 1, 3).
1.2 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °С свыше 0,2 МПа - сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов - следует выполнять в соответствии с требованиями раздела 16.
Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ГРС, СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование соответствующих зданий и сооружений, с учетом требований настоящего свода правил.
Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа и менее и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных организаций, следует выполнять в соответствии с требованиями СП 62.13330, СП 110.13330 и СП 125.13330, технических регламентов, стандартов и других нормативных документов в области технического регулирования.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия
ГОСТ 3845-2017 Трубы металлические. Метод испытания внутренним гидростатическим давлением
ГОСТ 5457-75 Ацетилен растворенный и газообразный технический. Технические условия
ГОСТ 5494-95 Пудра алюминиевая. Технические условия
ГОСТ 5583-78 Кислород газообразный технический и медицинский. Технические условия
ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 8050-85 Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия
ГОСТ 9087-81 Флюсы сварочные плавленые. Технические условия
ГОСТ 9238-2013 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений
ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах
ГОСТ 9466-75 (СТ СЭВ 6568-89) Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия
ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы
ГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 10157-2016 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия
ГОСТ 20448-2018 Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия
ГОСТ 24856-2014 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ 25100-2011 Грунты. Классификация
ГОСТ 30456-97 Металлопродукция. Прокат листовой и трубы стальные. Методы испытания на ударный изгиб
ГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия
ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
ГОСТ 33259-2015 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 57512-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения
СП 14.13330.2018 "СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах"
СП 16.13330.2017 "СНиП II-23-81* Стальные конструкции" (с изменениями N 1, N 2)
СП 18.13330.2019 Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка (СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий) (с изменением N 1)
СП 20.13330.2016 "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия" (с изменениями N 1, N 2, N 3)
СП 21.13330.2012 "СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах" (с изменением N 1)
СП 22.13330.2016 "СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений" (с изменениями N 1, N 2, N 3)
СП 24.13330.2011 "СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты" (с изменениями N 1, N 2, N 3)
СП 25.13330.2020 "СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах" (с изменениями N 1, N 2, N 3, N 4)
СП 28.13330.2017 "СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии" (с изменениями N 1, N 2)
СП 47.13330.2016 "СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения" (с изменением N 1)
СП 62.13330.2011 "СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы" (с изменениями N 1, N 2, N 3)
СП 86.13330.2014 "СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы" (с изменениями N 1, N 2)
СП 125.13330.2012 "СНиП 2.05.13-90 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов" (с изменением N 1)
СП 165.1325800.2014 "СНиП 2.01.51-90 Инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне" (с изменениями N 1, N 2)
СП 245.1325800.2015 Защита от коррозии линейных объектов и сооружений в нефтегазовом комплексе. Правила производства и приемки работ
Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации 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 свода правил 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. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.
(Измененная редакция, Изм. N 1, 3, 4).
3 Термины и определения
В настоящем своде правил применены термины по ГОСТ 24856, ГОСТ Р 57512, а также следующие термины с соответствующими определениями:
(Измененная редакция, Изм. N 3).
3.1 арматура запорная: Промышленная запорная арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.
3.2 байпас: Трубопровод с запорно-регулирующей арматурой, соединяющий вход и выход технологической установки (сооружения), и предназначенный для направления всего или части потока перекачиваемого продукта в обход этой установки, в том числе для исключения ее из работы при обслуживании или в случае отказа.
3.3 бровка траншеи (кювета, выемки): Линия пересечения стенки траншеи (кювета, выемки) с поверхностью земли.
3.4 детали соединительные: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра.
3.5 давление рабочее: Наибольшее избыточное давление участка трубопровода на всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимах перекачки.
3.6 давление трубопровода испытательное: Максимальное давление, которому подвергается участок трубопровода при предпусковых испытаниях на прочность в течение требуемого времени.
3.7 заглубление трубопровода: Расстояние от верха трубы до поверхности земли; при наличии балласта - расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.
3.8 заземление анодное: Устройство, обеспечивающее стекание защитного тока катодной защиты в землю и состоящее из одного или нескольких анодных заземлителей.
3.9 защита катодная: Торможение скорости коррозионного процесса посредством сдвига потенциала оголенных участков трубопровода в сторону более отрицательных значений, чем потенциал свободной коррозии этих участков.
3.10 изгиб трубопровода упругий: Изменение направления оси трубопровода (в вертикальной или горизонтальной плоскостях) без использования отводов.
3.11 кабель дренажный: Проводник, соединяющий минусовую клемму источника постоянного тока с трубопроводом (катодная дренажная линия) и плюсовую клемму - с анодным заземлением (анодная дренажная линия).
3.12 категория трубопровода (участка): Показатель, обозначающий для рассматриваемого трубопровода (участка) выполнение определенных условий по прочности.
3.13 компенсатор: Специальная конструкция или участок трубопровода заданной кривизны, предназначенный для восприятия температурных перемещений.
3.14 лупинг: Трубопровод, проложенный параллельно основному трубопроводу и соединенный с ним для увеличения его пропускной способности.
3.15 охранная зона магистрального трубопровода: Территория или акватория с особыми условиями использования, установленная вдоль магистрального трубопровода для обеспечения его безопасности.
3.16 переход трубопровода подводный: Участок трубопровода, 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.
3.17 покрытие защитное: Материал и (или) конструкция, изолирующая наружную или внутреннюю поверхность трубопровода от внешней или внутренней среды.
3.18 потенциал защитный: катодный потенциал, обеспечивающий требуемое торможение коррозионного процесса.
3.19 проезд вдольтрассовый: Объект магистрального трубопровода, предназначенный для перевозок грузов и персонала вдоль трассы магистрального трубопровода в период его строительства и эксплуатации.
3.20 протектор: электрод, выполненный из металла или сплава, имеющего более отрицательный потенциал, чем защищаемый трубопровод.
3.21 резервирование технологическое: наличие взаимно резервирующих технологических агрегатов, предназначенных для включения в работу одного из них в случае вывода из работы при неисправности другого.
3.21а селитебная территория: Территория, предназначенная для размещения жилищного фонда, общественных зданий и сооружений, в том числе научно-исследовательских институтов и их комплексов, а также отдельных коммунальных и промышленных объектов, не требующих устройства санитарно-защитных зон и мест общего пользования.
Примечание - Под местами общего пользования понимают благоустроенную территорию, предназначенную для отдыха, занятий спортом и т.п.
(Введен дополнительно, Изм. N 3).
3.22 система сглаживания волн давления: Сооружение, оснащенное комплексом технических устройств, обеспечивающее защиту магистральных трубопроводов и промежуточных нефтеперекачивающих (перекачивающих) станций от перегрузок по давлению при аварийной остановке одного или нескольких насосных агрегатов.
3.23 соединение изолирующее: вставка между двумя участками трубопровода, нарушающая его электрическую непрерывность.
3.24 станция катодная: Комплекс электротехнического оборудования, предназначенный для создания постоянного электрического тока между анодным заземлителем и подземным сооружением (трубопровод, резервуар и др.) при катодной защите последнего от коррозии.
Примечание - Различают сетевые катодные станции (наиболее распространены), источником электроэнергии для которых являются линии электропередачи, и автономные, в состав которых входят автономные источники питания.
3.25 станция компрессорная: объект магистрального газопровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема и перекачки газа по магистральному газопроводу.
3.26 (Исключен, Изм. N 3).
3.27 станция насосная: объект магистрального трубопровода сжиженных углеводородных газов, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки сжиженных углеводородных газов по магистральному трубопроводу.
3.28 станция нефтеперекачивающая: объект магистрального нефтепровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.
3.29 токи блуждающие: токи в земле, протекающие вне предназначенных для них цепей и возникающие вследствие работы посторонних источников тока постоянного или переменного напряжения (электрифицированный транспорт, сварочные агрегаты, устройства электрохимической защиты посторонних сооружений и пр.).
3.30 трасса трубопровода: положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.
3.31 трубопровод магистральный: Единый производственно-технологический комплекс, предназначенный для транспортировки подготовленных жидких или газообразных углеводородов от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и (или) передачи в распределительные газопроводы или иной вид транспорта и (или) хранения, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, включая сооружения и здания, используемые для целей обслуживания и управления объектами магистрального трубопровода.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
3.32 (Введен дополнительно, Изм. N 1), (Исключен, Изм. N 3).
4 Сокращения
В настоящем своде правил применены следующие сокращения:
АГРС - автоматизированная газораспределительная станция;
ВЛ - воздушная линия электропередачи;
ГВВ - горизонт высоких вод;
ГРС - газораспределительная станция;
ДКС - дожимная компрессорная станция;
ИПГ - испытание падающим грузом;
КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;
КПП СОД - камера пуска/приема средств очистки и диагностирования;
КС - компрессорная станция;
ЛЭП - линия электропередачи;
ННБ - наклонно-направленное бурение;
НС - насосная станция;
ПГРС - промысловая газораспределительная станция;
ПКУ - пункт контроля и управления;
ПРГ - пункт редуцирования газа;
ПХГ - пункт хранения газа;
СОД - средство очистки и диагностирования;
СПХГ - станция подземного хранения газа;
СУГ - сжиженный углеводородный газ;
УЗРГ - узел замера расхода газа;
УКПГ - установка комплексной подготовки газа;
УППГ - установка предварительной подготовки газа.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
5 Общие положения
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.
5.3 Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора следует принимать по СП 165.1325800.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
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;
- 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.
(Измененная редакция, Изм. N 1, 3).
5.5 (Исключен, Изм. N 1).
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.
(Введен дополнительно, Изм. N 3).
5.6 Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в них сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов [2].
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.
5.8 Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проектной документации решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
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 и наливные станции, НС, резервуарные парки, КС и ГРС;
СПХГ;
пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;
указатели и предупредительные знаки.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
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.
5.11 Трубопроводы НПС в пределах промышленных площадок могут прокладываться подземно и (или) надземно в соответствии с проектными решениями.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
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 Классификация и категории магистральных трубопроводов
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:
6.2.2 Магистральные нефтепродуктопроводы:
6.3 Магистральные трубопроводы и их участки подразделяют на категории в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1
Категория трубопровода и его участка | Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность  |
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.
Таблица 2
Назначение трубопровода | Категория трубопровода при прокладке | |
| подземной | наземной и надземной |
Для транспортирования природного газа: |
|
|
номинальным диаметром менее 200* | IV | III |
номинальным диаметром 1200 и более | III | III |
в северной строительно-климатической зоне | III | III |
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: |
|
|
номинальным диаметром менее 700 | III | III |
номинальным диаметром 700 и более | III | III |
в северной строительно-климатической зоне | III | III |
6.5 Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 3.
Таблица 3
Назначение участков трубопроводов | Категория участков при прокладке | |||||
| газопроводов | нефтепроводов и нефтепродуктопроводов | ||||
| под- земной | назем- ной | над- земной | под- земной | назем- ной | над- земной |
1 Переходы через водные преграды: |
|
|
|
|
|
|
а) судоходные - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при номинальном диаметре трубопровода: |
|
|
|
|
|
|
DN 1000 и более | I | - | I | B | - | B |
менее DN 1000 | I | - | I | I | - | I |
б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при номинальном диаметре трубопровода: |
|
|
|
|
|
|
DN 1000 и более | I | - | I | B | - | I |
менее DN 1000 | I | - | I | I | - | I |
в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м - в русловой части, оросительные и деривационные каналы | I | - | II | I | - | I |
г) горные потоки (реки) | I | - | II | I | - | I |
д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода: |
|
|
|
|
|
|
DN 700 и более | I | - | II | I | - | I |
менее DN 700 | II | - | II | I | - | I |
е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности | - | - | - | I | - | II |
ж) шириной зеркала воды в межень 75 м и более
| В
| В
| В
| В
| В
| В
|
2 Переходы через болота типа: |
|
|
|
|
|
|
а) I | III | III | III | II, III  | II, III | II, III |
________________ II - для номинального диаметра 700 и более, III - для номинального диаметра до 700. | ||||||
б) II | II | III | III | II | II | III |
в) III | I | II | II | В | В | I |
3 Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах): |
|
|
|
|
|
|
а) железные дороги общей сети, включая участки длиной не менее 50 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги | В | В | В | I | - | I |
б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей | I | - | II | III | - | II |
в) автомобильные дороги категорий I и II, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги | В | В | В | I | - | I |
г) автомобильные дороги категорий III, IV, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги | I | - | I | III | - | I |
д) автомобильные дороги категории V, включая участки длиной 15 м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна | III | - | III | III | - | III |
е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в таблице 4, примыкающие к переходам: |
|
|
|
|
|
|
через все железные дороги и автомобильные дороги категорий I и II
| I | I | I | III | II | II |
через автомобильные дороги категорий III, IV, V | III | III | III | III | - | III |
4 Трубопроводы в горной местности при укладке: |
|
|
|
|
|
|
а) на полках | III | III | - | II | II | - |
б) в тоннелях | - | I | I | - | I | I |
5 Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь | III | III | III | III | III | III |
6 Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям: |
|
|
|
|
|
|
а) хлопковых и рисовых плантаций | II | - | - | II | - | - |
б) прочих сельскохозяйственных культур | III | - | - | III | - | - |
7 Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения многолетнемерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1 | II | II | II | II | II | II |
8 Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты | II | - | II | II | - | II |
9 Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I) | II | II | II | III | - | - |
10 Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категорий В и I) | II | II | II | - | - | - |
11 Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз.3e | III | III | III | III | III | III |
12 Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз.5 таблицы 4 | I | - | I | II | - | I |
13 Межпромысловые коллекторы | II | II | II | - | - | - |
14 Узлы пуска и приема очистных устройств: |
|
|
|
|
|
|
а) на переходах через водные преграды (категория узла определяется категорий* трубопровода на переходе); | I | I | I | В | В | В, I |
б) на линейной части, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним | I | I | I | I | I | I |
| ||||||
15 Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов | В | В | В | - | - | - |
16 Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, НПС, УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа | В | В | В | I | I | I |
17 Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территории указанных сооружений | I | I | I | - | - | - |
18 Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз.8 таблицы 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м | II | II | II | - | - | - |
19 Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны | I | I | I | - | - | - |
20 Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации | II | - | - | II | - | - |
21 Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз.20, и между собой многониточных магистральных газопроводов номинальным диаметром свыше 1000 и давлением 7,5 МПа и более, нефтепроводов номинальным диаметром свыше 700 в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации | I | - | - | II | - | - |
22 Пересечения (по обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз.12 таблицы 4, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ: |
|
|
|
|
|
|
а) 500 и более | I | I | I | I | I | - |
б) от 330 до 500 | II | II | II | II | II | - |
в) до 330 | III | III | III | III | III | - |
23 Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям | II | II | II | II | II | II |
24 Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи | III | III | III | III | III | III |
25 Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые | - | - | - | I | I | I |
вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при номинальном диаметре труб 700 и менее; до 500 м при номинальном диаметре труб до 1000 включительно; до 1000 м при номинальном диаметре труб свыше 1000 |
|
|
| (без предварительного гидравлического испытания на трассе) | ||
26 Газопроводы, нефте- и нефтепродуктопроводы, | II | II | II | II | II | II |
прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз.9, 10, 14, 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них | (если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам) | |||||
27 Участки магистрального трубопровода в зонах активных тектонических разломов и прилегающие участки на расстоянии 100 м от границ разлома
| I
| I
| I
| В
| В
| В
|
Примечания
1 Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.
2 Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы:
первый - болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давлением от 0,02 до 0,03 МПа или работу обычной техники с помощью дорожного покрытия быстрого развертывания, сланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа;
второй - болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по дорожному покрытию быстрого развертывания, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа;
третий - болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств.
3 При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.
4 Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды, следует предусматривать в составе смонтированного трубопровода согласно установленной категории.
5 Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению специализированной диагностической организации, утвержденному заказчиком строящегося сооружения и эксплуатационной организацией магистрального трубопровода), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21, и при параллельной прокладке в соответствии с поз. 26 не подлежат замене трубопроводами более высокой категории. Действующие трубопроводы при пересечении их коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21, закрытыми методами прокладки с обеспечением расстояния между пересекаемым трубопроводом и коммуникацией в свету не менее 3,0 м (для газопроводов не менее 4,0 м), а при закрытой прокладке - методом горизонтально-направленного бурения не менее 5,0 м не подлежат замене трубопроводами более высокой категории. При этом совместное подтверждение технического состояния действующих трубопроводов не требуется.
6 Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции (магистральные газопроводы - реконструкции или капитальному ремонту) в соответствии с поз. 3.
7 Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, следует принимать как для подводных переходов через водные преграды.
8 При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз.1д для газопроводов не обязательно. 9 Знак "-" в настоящей таблице означает, что категория не регламентируется.
10 В случае установки линейной запорной арматуры на газопроводе-ответвлении следует назначать участки категории II на магистральном газопроводе и на газопроводе-ответвлении на длине 250 м по радиусу от границы кранового узла в соответствии с поз. 10. 11 Газопроводы подключения, газопроводы-отводы и газопроводы-перемычки являются магистральными газопроводами. | ||||||
Таблица 3. (Измененная редакция, Изм. N 1, 3).
7 Основные требования к трассе трубопровода
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.
7.3 Возмещение убытков землепользователям, потерь сельскохозяйственного производства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйству следует определять в установленном порядке.
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);
Таблица 4
Объекты, здания и сооружения | Минимальные расстояния, м, от оси | |||||||||||
| газопроводов | нефтепроводов и нефтепродуктопроводов | ||||||||||
| класса | |||||||||||
| I | II | IV | III | II | I | ||||||
| в зависимости от номинального диаметра DN* | |||||||||||
| 300 и менее | св. 300 до 600 | св. 600 до 800 | св. 800 до 1000 | св. 1000 до 1200 | св. 1200 до 1400 | 300 и менее | св. 300 | 300 и менее | св. 300 до 500 | св. 500 до 1000 | св. 1000 до 1200 |
________________ * В приведенном интервале числовых значений имеется в виду "до ... включительно".
| ||||||||||||
1 Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйст- венные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектро- станции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I и II с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м  ; автозаправочные станции; мачты (башни), телевизионные башни и сооружения линий связи операторов связи - владельцев коммуникаций | 100 | 150 | 200 | 250 | 300 | 350 | 75 | 125 | 75 | 100 | 150 | 200 |
2 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги категорий I-III, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: 1-2-этажные жилые здания; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйст- венные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы | 75 | 125 | 150 | 200 | 225 | 250 | 75 | 100 | 50 | 50 | 75 | 100 |
3 Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги категорий IV-V, параллельно которым прокладывается трубопровод | 30 | 50 | 100 | 150 | 175 | 200 | 30 | 50 | 30 | 30 | 30 | 50 |
4 Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог категорий III, IV с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению) | 75 | 125 | 150 | 200 | 225 | 250 | 75 | 125 | 75 | 100 | 150 | 200 |
5 Территории НПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, ПГРС, установок очистки и осушки газа | 75 | 125 | 150 | 200 | 225 | 250 | 75 | 125 | 30 | 30 | 50 | 50 |
6 Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов | 50 | 50 | 100 | 150 | 175 | 200 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 |
7 При прокладке подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов выше по течению: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от мостов железных и автомобильных дорог, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений | - | - | - | - | - | - | - | - | 300 | 300 | 300 | 500 |
от пристаней и речных вокзалов | - | - | - | - | - | - | - | - | 1000 | 1000 | 1000 | 1500 |
от водозаборов | - | - | - | - | - | - | - | - | 3000 | 3000 | 3000 | 3000 |
8 Территории ГРС, АГРС, регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
а) городов; населенных пунктов; предприятий; отдельных зданий и сооружений; других потребителей | 50 | 75 | 100 | 125 | 150 | 175 | 50 | 75 | - | - | - | - |
б) объектов газопровода (пунктов замера расхода газа, термоэлектрогенераторов и т.д.) | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | - | - | - | - |
9 Автоматизи- рованные электростанции с термоэлектро- генераторами; блок-контейнеры, обеспечивающие функциони- рование магистрального трубопровода: пунктов контроля и управления линейной телемеханикой и автоматикой (ПКУ); связи | Не менее 15 от крайней нитки (но не менее 25 м от взрывоопасной зоны при наличии трансформатора в ПКУ) | |||||||||||
10 Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; станции и водозаборные сооружения оросительных систем
| 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 75 | 100 | 150 | 200 |
11 Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов | В соответствии с требованиями документов в области технического регулирования и по согласованию с владельцами указанных объектов | |||||||||||
12 Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линий | В соответствии с требованиями ПУЭ [3] | |||||||||||
электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13 Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из трубопровода | 50 | 75 | 75 | 75 | 100 | 100 | 50 | 50 | 30 | 30 | 50 | 50 |
14 Кабели междугородной связи и силовые электрокабели | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
15 Мачты (башни) и сооружения технологической связи трубопроводов, термоэлектро- генераторы | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 |
16 Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
17 Вдольтрассовые проезды, предназначенные только для обслуживания трубопроводов | Не менее 10 | |||||||||||
Примечания
1 Расстояния, указанные в таблице, следует принимать: для городов и других населенных пунктов - от границ населенных пунктов с учетом земель межселенных территорий, включенных в границы населенных пунктов, на основе утвержденных документов территориального планирования субъектов РФ и муниципальных образований; для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин - от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог - от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 м от границы полосы отвода дороги; для автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов - от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений - от ближайших выступающих их частей.
При реконструкции существующих участков магистрального трубопровода, расположенных в пределах границ населенных пунктов с учетом земель межселенных территорий, включенных в границы населенных пунктов на основе утвержденных документов территориального планирования субъектов Российской Федерации и муниципальных образований или на расстоянии до границ, меньшем указанных в поз. 1, для городов и других населенных пунктов данные расстояния следует принимать от ближайшей жилой застройки, находящейся в границе города или населенного пункта на основе утвержденных документов территориального планирования субъектов Российской Федерации и муниципальных образований.
2 Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий и сооружений.
3 Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог.
4 Допускается сокращать указанные в гр. 3-9 настоящей таблицы (за исключением поз. 5, 8, 10, 13-16) и в гр. 2 только для поз.1-6 расстояния от газопроводов не более чем на 30% при условии отнесения участков трубопроводов к категории II со 100%-ным контролем монтажных сварных соединений рентгеновскими или гамма-лучами и не более чем на 50% при отнесении их к категории В со 100%-ным контролем монтажных сварных соединений рентгеновскими или гамма-лучами, при этом указанные в поз. 3 расстояния допускается сокращать не более чем на 30% при условии отнесения участков трубопроводов к категории В.
Указанные в поз. 1, 4 и 10 настоящей таблицы расстояния для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается сокращать не более чем на 30% при условии увеличения номинальной (расчетной) толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние.
5 Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз.1 настоящей таблицы, следует принимать увеличенными в 2 раза, в поз.2-6, 8-10 и 13 - в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м.
6 При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшение указанных в поз.1, 2, 4 и 10 расстояний до 25% при условии, что принятые расстояния должны быть не менее 50 м.
7 При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по настоящей таблице как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 м.
8 Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30%.
9 Указанные в поз.7 настоящей таблицы минимальные расстояния от подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50% при условии строительства перехода методами ННБ, тоннелирования и микротоннелирования с заглублением трубопровода (или тоннеля) до верхней образующей не менее 6 м на всем протяжении руслового участка и не менее 3 м от линии предельного размыва русла (рассчитанной на срок службы перехода) или при укладке этих трубопроводов в защитном футляре (кожухе) из стальных труб.
10 Газопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам.
11 Знак "-" в таблице означает, что расстояние не регламентируется. | ||||||||||||
Таблица 4. (Измененная редакция, Изм. N 1, 2, 3).
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.
7.9 Прокладку трубопровода на оползневых участках следует предусматривать ниже зеркала скольжения или надземно на опорах, заглубленных ниже зеркала скольжения на глубину, исключающую возможность смещения опор.
7.10 Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, следует выбирать вне зоны динамического удара потока.
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.
7.14 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.
7.15 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.
7.16 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.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
Таблица 5
Объекты, здания и сооружения | Минимальные расстояния, м | ||||||||||||
| от КС и прочих площадочных объектов
| от НПС | |||||||||||
| Класс газопровода | Категория НПС | |||||||||||
| I | II | III | II | I | ||||||||
| Номинальный диаметр газопровода |
|
|
| |||||||||
| 300 и менее | свыше 300 до 600 | свыше 600 до 800 | свыше 800 до 1000 | свыше 1000 до 1200 | свыше 1200 до 1400 | 300 и менее | свыше 300 |
|
|
| ||
1 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 на количество автомобилей свыше 20; установки комплексной подготовки нефти и газа и их групповые и сборные пункты; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); 3-этажные жилые здания и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов; мачты (башни), телевизионные башни и сооружения линии связи операторов связи - владельцев коммуникаций
| 500 150 | 500 175 | 700 200 | 700 250 | 700 300 | 700 350 | 500 100 | 500 125 | 100 | 150 | 200 | ||
2 Мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I и II с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м ; автозаправочные станции; водопроводные сооружения, не относящиеся к магистральному трубопроводу | 250 150 | 300 175 | 350 200 | 400 220 | 450 250 | 500 300 | 250 100 | 300 125 | 100 | 150 | 200 | ||
3 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги категорий I-III; отдельно стоящие: 1-2-этажные жилые здания; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы | 100 75 | 150 125 | 200 150 | 250 200 | 300 225 | 350 250 | 75 75 | 150 100 | 50 | 75 | 100 | ||
4 Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог категорий III-V с пролетом свыше 20 м | 125 100 | 150 125 | 200 150 | 250 200 | 300 225 | 350 250 | 100 75 | 150 125 | 100 | 150 | 200 | ||
5 Железные дороги промышленных предприятий | 75 50 | 100 75 | 150 100 | 175 150 | 200 175 | 250 200 | 50 50 | 100 75 | 50 | 75 | 100 | ||
6 Автомобильные дороги категорий IV и V. Автомобильные дороги промышленных объектов | 75 50 | 100 75 | 150 100 | 175 150 | 200 175 | 250 200 | 50 50 | 100 75 | 20 | 20 | 50 | ||
категорий III-в и IV-в |
|
|
|
|
|
|
|
| (но не менее 100 м от ближайшего наземного резервуара, резервуарного парка) | ||||
7 Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения (сараи и т.п.); устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; очистные сооружения и насосные станции канализации | 50 50 | 75 75 | 150 100 | 200 150 | 225 175 | 250 200 | 50 30 | 75 50 | 30 | 50 | 75 | ||
8 Открытые распределительные устройства 35, 110, 220 кВ электроподстанций, питающих КС, НПС магистральных трубопроводов и других потребителей | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | ||
9 Открытые распределительные устройства 35; 100; 220 кВ электроподстанций, питающих КС, НПС магистральных трубопроводов | На территории КС, НПС с соблюдением противопожарных разрывов от зданий и сооружений | ||||||||||||
10 Лесные массивы пород: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
а) хвойных и смешанных | 50 | 50 | 50 | 75 | 75 | 75 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | ||
б) лиственных | 20 | 20 | 20 | 30 | 30 | 30 | 20 | 20 | 20 | 20 | 20 | ||
11 Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
с максимальной взлетной массой более 10 тонн | 100 | 100 | 150 | 200 | 225 | 250 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | ||
с максимальной взлетной массой от 5 до 10 тонн | 75 | 75 | 150 | 200 | 225 | 250 | 75 | 75 | 75 | 75 | 75 | ||
с максимальной взлетной массой менее 5 тонн
| 60 | 75 | 150 | 200 | 225 | 250 | 60 | 60 | 60 | 60 | 75 | ||
(высота зданий и сооружений трубопроводов, находящихся в полосе воздушных подходов вертолетов, не должна превышать размера плоскости ограничения высоты препятствий согласно требованиям нормативных документов Росавиации, утвержденных в установленном порядке)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
12 Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ; карьеры полезных ископаемых, добыча на которых проводится с применением взрывных работ; склады сжиженных горючих газов | В соответствии с требованиями соответствующих документов в области технического регулирования и по согласованию с владельцами указанных объектов | ||||||||||||
13 Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, напряжением, кВ: |
|
| |||||||||||
до 20 | 80 | 40 | |||||||||||
35 | 80 | 40 | |||||||||||
110 | 100 | 60 | |||||||||||
150 | 120 | 80 | |||||||||||
220 | 140 | 100 | |||||||||||
330 | 160 | 120 | |||||||||||
500 | 180 | 150 | |||||||||||
750 | 200 | 150 | |||||||||||
14 Факел для сжигания газа | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | - | - | - | ||
Примечания
1 Расстояния, указанные над чертой в поз.1-7 настоящей таблицы, относятся к КС, НПС, НС, под чертой - к прочим площадочным объектам (ГРС, ГИС, одоризационные установки и др.).
2 Примечания 1-3 к таблице 4 распространяются и на данную таблицу.
3 Категории НПС надлежит принимать:
категория I - при емкости резервуарного парка свыше 100000 м ; категория II - при емкости резервуарного парка от 20000 до 100000 м включительно; категория III - при емкости резервуарного парка до 20000 м и НПС без резервуарных парков. 4 Расстояния принимают: - для зданий и сооружений по поз. 1 - от здания компрессорного цеха; - для НПС, ГРС и зданий и сооружений по поз.1-12, 14 и для КС по поз. 2-12, 14 - от ограждений станций, по поз.13 - от помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок.
5 Мачты (башни) линии связи трубопроводов допускается располагать на территории КС и НПС при этом расстояние от места установки мачт до технологического оборудования должно быть не менее высоты мачты.
6 Мачты (башни) необслуживаемой связи допускается располагать на территории ГРС, при этом расстояние от места установки мачты до технологического оборудования ГРС должно быть не менее высоты мачты.
7 НПС должны располагаться ниже отметок населенных пунктов и других объектов. При разработке соответствующих мероприятий, предотвращающих разлив нефти или нефтепродуктов при аварии, допускается располагать указанные станции на одинаковых отметках или выше населенных пунктов и промышленных предприятий.
8 Знак "-" в таблице означает, что расстояние не регламентируется.
9 При размещении на ГРС и КС одоризационных установок расстояние от них до населенных пунктов следует принимать с учетом предельно допустимых концентраций вредных веществ в атмосфере воздуха населенных пунктов, установленных Минздравсоцразвития России. 10 Расстояния от наземных резервуаров, резервуарного парка до автомобильных дорог категорий I-V должно быть не менее 100 м. | |||||||||||||
Таблица 5. (Измененная редакция, Изм. N 1, 3).
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.
Таблица 6
Номинальный диаметр трубопровода | 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 | - |
Примечания
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. | ||
Таблица 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 | ||||||
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 |
Примечание - 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). | |||||||
7.18 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.
(Измененная редакция, Изм. N 3, 4).
Таблица 8
Номинальный диаметр проектируемого трубопровода | 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 |
Примечания
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. | ||
Таблица 8 (Измененная редакция, Изм. N 3).
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.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
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.
Таблица 9
Способ прокладки параллельных ниток газопроводов | Минимальное расстояние в свету между нитками, м, при номинальном диаметре газопроводов | |||
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.
7.23 Места расстановки НПС определяются в проектной документации по результатам инженерных изысканий, с учетом профиля трассы магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) и возможных режимов перекачки.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
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 60°. При этом трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, следует принимать не менее 1000 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.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
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.
(Введен дополнительно, Изм. N 3).
8 Конструктивные требования к трубопроводам
8.1 Общие требования
8.1.1 Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.
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.
8.1.6 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.
(Измененная редакция, Изм. N 3).
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 Размещение запорной и другой арматуры на трубопроводах
8.2.1 На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.
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 диамегром 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.
(Измененная редакция, Изм. N 1, 3).
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.
8.2.4 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.
8.2.6 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.
(Измененная редакция, Изм. N 3, 4).
8.2.7 Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектной документацией.
8.2.8 Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.
8.2.9 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.
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 нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна быть обеспечена электроснабжением от двух независимых взаимно резервирующих источников питания с устройствами автоматического восстановления питания (потребители первой категории электроснабжения).
9 Подземная прокладка трубопроводов
9.1 Общие требования
9.1.1 Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать, м, не менее:
при номинальном диаметре менее 1000 | 0,8; |
при номинальном диаметре 1000 и более (до 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:
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.