СТО Газпром 2-2.1-383-2009

 

Главная       Учебники - Газпром       СТО Газпром 2-2.1-383-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ


 

СТО Газпром 2-2.1-383-2009


 

Издание официальное


 

 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-

    исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


     

  2. ВНЕСЕН Управлением проектирования и нормирования Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

    распоряжением ОАО «Газпром» от 31 августа 2009 г. № 265


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 3

  3. Термины и определения 4

  4. Обозначения и сокращения 9

  5. Общие положения 10

  6. Классификация транспортируемых продуктов 12

  7. Классы промысловых трубопроводов и категории их участков 13

    1. Классы и категории трубопроводов. Категории участков 13

    2. Минимальные расстояния от трубопроводов до населенных пунктов,

      предприятий, зданий и сооружений 20

  8. Основные требования к трассам трубопроводов 30

  9. Конструктивные требования к трубопроводам 31

    1. Общие требования 31

    2. Размещение трубопроводной арматуры 33

    3. Подземная прокладка трубопроводов 36

    4. Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов. 38

    5. Надземная прокладка трубопроводов 38

    6. Прокладка трубопроводов в многолетнемерзлых грунтах 40

    7. Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах 43

    8. Прокладка трубопроводов в сейсмических районах 44

  10. Конструктивные требования к переходам трубопроводов

    через естественные и искусственные препятствия 45

    1. Переходы через водные преграды 45

    2. Переходы через болота 49

    3. Подземные переходы трубопроводов через автомобильные

      и железные дороги 50

  11. Нагрузки и воздействия 54

    1. Общие требования 54

    2. Функциональные нагрузки 54

    3. Температурные воздействия 55

    4. Весовые нагрузки 56

    5. Упругий изгиб трубопровода 57

    6. Природные нагрузки 58

    7. Строительные нагрузки 59

    8. Случайные нагрузки 59

    9. Сочетания нагрузок 60

  12. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость 60

    1. Нормативные характеристики материала труб и соединительных деталей 60

    2. Определение толщины стенки труб и соединительных деталей 60

    3. Проверка условий прочности 65

    4. Прочность и жесткость отводов и тройниковых соединений. 69

    5. Проверка общей устойчивости подземных трубопроводов 72

    6. Устойчивость положения трубопровода 75

    7. Расчет надземных трубопроводов 78

    8. Проверка прочности работоспособности трубопроводов

      при сейсмических воздействиях 83

  13. Требования к испытаниям трубопроводов внутренним давлением 88

  14. Требования к материалам, трубам и соединительным деталям 94

    1. Трубы и соединительные детали трубопроводов 98

    2. Сварные соединения и сварочные материалы 100

    3. Изделия для балластировки и закрепления

      трубопроводов на проектных отметках 101

    4. Теплоизоляционные покрытия 102

    5. Геотекстильные материалы 103

    6. Термостабилизаторы 103

  15. Требования к защите промысловых трубопроводов от коррозии 103

    1. Защитные покрытия подземных трубопроводов 103

    2. Электрохимическая защита подземных трубопроводов 107

    3. Защита надземных газопроводов от атмосферной коррозии 111

  16. Охрана окружающей среды 112

Приложение А (рекомендуемое) Классификация типов болот 114

Приложение Б (рекомендуемое) Методика определения толщин стенок

штампованных и штампосварных тройников 115

Приложение В (рекомендуемое) Методика определения толщин стенок

сварных тройников без усиливающих элементов 119

Приложение Г (рекомендуемое) Методика определения расчетного

радиуса изгиба участка подземного трубопровода 122

Приложение Д (рекомендуемое) Критерии сейсмостойкого

проектирования трубопроводов 126

Библиография 129

Введение


 

Стандарт разработан на основе анализа существующих нормативных документов, материалов, законченных научно-исследовательских работ, отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводных систем газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа.

Стандарт разработан в рамках Договора от 19 сентября 2007 г. № 0670-07-1, основанием для заключения которого явились Программа научно-исследовательских и опытноконструкторских работ ОАО «Газпром» на 2007 год, утвержденная Председателем Правления ОАО «Газпром» 7 февраля 2007 г. № 01-12 и Протокол № 2/88-2007-01/0300/3-2601/1 заседания Конкурсной комиссии ОАО «Газпром» по подведению итогов открытого конкурса без предварительной квалификации от 24 марта 2007 г. № 88-2007-01/0300/3-2601/1 на право заключения Договора на выполнение научно-исследовательской работы по теме

«Разработка СТО Газпром «Нормы проектирования промысловых трубопроводов»» для нужд ОАО «Газпром».

Стандарт является нормативным документом, обязательным для использования проектными организациями, осуществляющими проектирование промысловых трубопроводов для ОАО «Газпром».

Целью разработки стандарта является повышение работоспособности и надежности проектируемых промысловых трубопроводов на основании применения прогрессивных научно-технических решений.

Стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при участии ОАО «ВНИПИгаздобыча», ОАО «Южниигипрогаз», Управления инновационного развития и Управления проектирования и нормирования ОАО «Газпром».

Разработка выполнена авторским коллективом в следующем составе: Черний В.П. – руководитель темы, Алексашин А.В., Антонов В.Г., Беспалов В.И., Бузников Н.А., Великоднев В.Я., Вяткин П.В., Дьячков М.К., Елфимов А.В., Запевалов Д.Н., Илатовский Ю.В., Карпов С.В., Ковалев С.А., Котова И.С., Курганова М.А., Курланов С.А., Нефедов С.В., Рассохина А.В., Рощупкин А.В., Сулейманов В.А., Харионовский В.В., Хорошилов А.И., Ширяпов Д.И., Щуровский В.А., Яковлев С.Е. – ООО «Газпром ВНИИГАЗ»; Косыгина Н.В., Милованов С.В. – ОАО «ВНИПИгаздобыча»; Анисимов В.М., Зайцев Е.А., Караченцев Е.И. – ОАО «Южниигипрогаз»; Арабей А.Б., Поддубский С.В., Пугаченко В.Н. – ОАО «Газпром».

image

image

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ» НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Дата введения–2010-02-26


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт распространяется на вновь строящиеся и реконструируемые промысловые стальные трубопроводы (далее – трубопроводы) условным диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа.

    2. К промысловым трубопроводам относятся трубопроводы, прокладываемые между площадками отдельных промысловых сооружений: кустов скважин, установок предварительной подготовки газа (УППГ), установок комплексной подготовки газа (УКПГ), дожимных компрессорных станций (ДКС), дожимных насосных станций (ДНС), головных компрессорных станций (ГКС), головных насосных станций (ГНС), головных сооружений (ГС), газоизмерительных станций (ГИС), пункта сбора (ПС), сооружений газоперерабатывающего завода (ГПЗ), станций подземного хранения газа (СПХГ).

    3. Стандарт устанавливает нормы на проектирование промысловых трубопроводов для:

      газовых и газоконденсатных месторождений:

      а) газопроводы-шлейфы до входного крана на площадке промысла (до ЗПА или ППА);

      б) газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин, газопроводы неочищенного газа, трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата, независимо от их протяженности;

      в) трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

      г) трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи их в скважины для закачки в поглощающие пласты;

      д) метанолопроводы;


       


       

      image

      Издание официальное

      е) ингибиторопроводы;

      нефтяных и газонефтяных месторождений:

      а) выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

      б) нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

      в)газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;

      г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;

      д)газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

      е)газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

      ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

      з) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;

      и) газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;

      к) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений;

      • подземных хранилищ газа: трубопроводы между площадками отдельных объектов

        ПХГ.


         

        П р и м е ч а н и е – Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии

        при абсолютном давлении упругости паров при 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть – к нефтепроводам.


         

    4. Настоящий стандарт не распространяется на:

      • трубопроводы товарного продукта, подготовленного к дальнему транспорту;

      • трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1,5 МПа или объемная концентрация выше 6 %), которые должны выполняться в устойчивом к сульфидно-корозионному растрескиванию исполнении и в отношении которых должны быть применены специальные организационно-технические решения по безопасности персонала и населения в зоне возможной загазованности при аварийных ситуациях;

      • трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100 °С, водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на кустовую насосную станцию;

      • проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортировки широкой фракции легких углеводородов и отдельных фракций сжиженных углеводородных газов;

      • проектирование внутриплощадочных трубопроводов, не относящихся к промысловым трубопроводам (трубопроводы, расположенные на площадках скважин и кустов скважин, УКПГ, УППГ, ГС, ДКС, КНС, ДНС, СПХГ и других промысловых объектов).

    5. Границами промыслового трубопровода является запорная арматура на входе – выходе площадок отдельных промысловых объектов.


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 3845-75 Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением ГОСТ 4650-80 Пластмассы. Методы определения водопоглощения

    ГОСТ 9238-83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм

    ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

    ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение

    ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность ГОСТ 14760-69 Клеи. Метод определения прочности при отрыве

    ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

    СТО Газпром 2-2.1-131-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-2.2-076-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по применению геотекстильных материалов с учетом их функционального назначения при проектировании и строительстве газопроводов

    СТО Газпром 2-2.3-130-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к наружным противокоррозионным полиэтиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных и морских газопроводов с температурой эксплуатации до плюс 80 °С

    СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-3.7-050-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Морской стандарт DNV-OS-F101. Подводные трубопроводные системы

    СТО Газпром НТП 1.8-001-2004 Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа

    П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины и определения


     

    В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

    1. авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

    2. арматура запорная: Краны, задвижки, обратные клапаны, клапаны (вентили) и клапаны-отсекатели, устанавливаемые на трубопроводе, отдельных его участках и ответвлениях.

    3. байпас: Обводная линия в обвязке кранового узла для обеспечения возможности перепуска продукта при закрытой запорной арматуре.

    4. балластировка трубопровода: Установка на трубопроводе устройств, обеспечивающих его проектное положение на обводненных участках трассы.

    5. воздействие: Явление, вызывающее внутренние силы в элементе газопровода: изменение температуры стенки трубы, деформация основания, усадка и ползучесть материала, сейсмические и другие явления.

    6. внутритрубное устройство; ВТУ: Очистные, разделительные и диагностические устройства, пропускаемые по трубопроводу в потоке транспортируемого продукта.

    7. газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспорта газа.

    8. газопровод-шлейф: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа и газового конденсата от скважин (куста скважин) месторождений и подземных хранилищ газа до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки газа, пунктов сбора и от компрессорных станций подземных хранилищ газа до скважин (куста скважин) для закачки газа в пласт.

    9. давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхность трубопровода по нормали к ней.

    10. диаметр условныйDУ, мм: Установленный нормативами ряд чисел, каждому из которых соответствует фактический диаметр (наружный) трубы.

      П р и м е ч а н и е – Например, условный – 1200 мм, фактический – 1220 мм.


       

    11. допускаемое напряжение: Максимальное безопасное напряжение при эксплуатации рассматриваемой конструкции.

    12. естественные и искусственные препятствия: При сооружении трубопровода: реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

    13. заглубление трубопровода: Расстояние от верха трубы до поверхности земли.

      П р и м е ч а н и е – При наличии балласта – расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.


       

    14. изоляция газопровода противокоррозионная: Наружное покрытие трубы, предназначенное для защиты от почвенной и атмосферной коррозии.

    15. категория участка трубопровода: Характеристика опасности участка трубопровода, классифицируемая в зависимости от показателей опасности транспортируемого продукта, технических характеристик трубопровода, плотности населения, антропогенной активности вблизи трубопровода и иных факторов риска.

      П р и м е ч а н и е – Учитываются возможность внешнего повреждения трубопровода и последствия возможных аварий на трубопроводе.


       

    16. кожух (футляр) защитный: Конструкция, воспринимающая нагрузки от железнодорожного и автомобильного транспорта на участках переходов трубопроводов и предохраняющая железные и автомобильные дороги от попадания на них транспортируемых продуктов в случае их утечек.

    17. коллектор неочищенного газа: Трубопровод, транспортирующий продукт от пункта сбора или предварительной подготовки до пунктов комплексной подготовки или переработки.

    18. компенсатор: Участок трубопровода специальной конструкции, предназначенный для восприятия температурных деформаций трубопровода за счет своей податливости.

    19. кран охранный: Запорная арматура, устанавливаемая на определенном расстоянии от границ площадок отдельных промысловых сооружений.

    20. лупинг: Трубопровод, проложенный параллельно основному на части его протяженности и соединенный с ним перемычками.

    21. нагрузка: Силовое воздействие, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния конструкции (трубопровода).

    22. нормативный документ: Документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов.

    23. овальность: Нарушение формы поперечного сечения трубы, характеризующееся ее отклонением от идеально кольцевой.

      П р и м е ч а н и е – Численно овальность сечения определяется в зависимости от значений наибольшего и наименьшего наружных диаметров в рассматриваемом сечении трубы.


       

    24. ответвление: Трубопровод, примыкающий к основному трубопроводу посредством тройникового соединения и предназначенный для отвода части транспортируемого продукта в сторону от основного направления.

    25. переход: Участок трубопровода в месте пересечения естественных и искусственных препятствий.

    26. полка: Строительная полоса на косогорах, устраиваемая путем срезки или подсыпки грунта.

    27. предел прочности материала труб; временное сопротивление: Нормативное минимальное значение напряжения, при котором происходит разрушение материала труб при растяжении.

    28. предел текучести материала труб: Нормативное минимальное значение напряжения, при котором начинается интенсивный рост пластических деформаций при незначительном увеличении нагрузки, при растяжении материала труб.

    29. предельное состояние: Состояние трубопровода, за пределами которого он перестает удовлетворять заданным эксплуатационным требованиям.

    30. приемлемый риск: Риск, уровень которого допустим и обоснован, исходя из экономических и социальных соображений.

    31. промысел: горный отвод, предоставленный пользователю недр для разработки месторождений нефти, газа, газового конденсата и теплоэнергетических вод, а также для эксплуатации подземных хранилищ газа и продуктов переработки углеводородов, подконтрольный органам Ростехнадзора.

    32. противокоррозионное покрытие; изоляционное покрытие: Органическое (полимерное) покрытие, защищающее металлические поверхности сооружений от различных видов коррозии.

    33. рабочее давление: Наибольшее внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода (нормальное протекание рабочего процесса).

    34. работоспособное состояние (работоспособность): Состояние объекта, при котором он способен выполнять все или часть заданных функций в полном или частичном объеме.

    35. разрушение: Событие, заключающееся в деформировании, изменении геометрических размеров конструкций или отдельных элементов технологической системы (с возможным разделением их на части) в результате силовых, термических или иных воздействий, сопровождающееся нарушением работоспособности объекта.

    36. расчетная схема: Упрощенное изображение конструкции трубопровода, принимаемое для выполнения расчетов на прочность и устойчивость.

    37. расчетное давление: Максимальное избыточное внутреннее давление, на которое рассчитан трубопровод или его часть в соответствии с нормами.

    38. расчетный коэффициент: Число, равное отношению допускаемого напряжения в трубопроводе к пределу текучести или к пределу прочности материала труб.

      П р и м е ч а н и е – Значение меньше единицы.

    39. свеча продувочная: Устройство для опорожнения участка газопровода между запорной арматурой.

    40. система электрохимической защиты: Составная часть линейной части газопровода, выполняющая следующие основные технологические функции: обеспечение эффективной защиты газопровода от подземной коррозии; контроль эффективности противокоррозионной защиты.

    41. соединительные детали трубопроводов: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра и др. (отводы, тройники, переходники и др.).

    42. талик: Участок талого грунта трассы трубопровода, расположенный между участками трассы, проходящими в многолетнемерзлых грунтах.

    43. толщина стенки минимальная: Толщина стенки трубы, равная номинальной минус допуск на толщину стенки трубы.

    44. толщина стенки номинальная: Толщина стенки трубы, указанная в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

    45. толщина стенки расчетная: Толщина стенки трубы, определяемая расчетом на прочность.

    46. трубопровод промысловый: Трубопровод с устройствами на нем для транспорта газообразных и жидких продуктов под действием напора (разности давлений), прокладываемый между площадками отдельных промысловых сооружений.

    47. трасса трубопровода: Положение оси трубопровода, отвечающее ее положению на местности и определяемое ее проекциями в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

    48. узел пуска и приема внутритрубных устройств: Устройство, устанавливаемое на трубопроводе для введения и вывода из него внутритрубных устройств без остановки транспорта продукта.

    49. участок трубопровода: Часть трубопровода, характеризующаяся постоянностью конструкции и природных условий.

    50. устойчивость трубопровода: Свойство конструкции трубопровода поддерживать первоначальную форму оси или форму его поперечного сечения.

    51. факел для сжигания газа: Сооружение для отведения на безопасное расстояние от зданий и сооружений газа, сжигаемого согласно технологическому регламенту эксплуатации.

  4. Обозначения и сокращения


     

    В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения: ВЛ – воздушная линия электропередач;

    ВЭИ – вставка электроизолирующая; ГВВ – горизонт высоких вод;

    ГИС –газоизмерительная станция;

    ГКС – головная компрессорная станция; ГНБ – горизонтально-направленное бурение; ГНС – головная насосная станция;

    ГО – отводы, изготовленные способом холодной гибки ГПЗ – газоперерабатывающий завод;

    ГРС – газораспределительная станция; ГС – головные сооружения;

    ДКС – дожимная компрессорная станция; ДНС – дожимная насосная станция;

    ДПВО – дальность распространения токсичных или пожаровзрывоопасных облаков; ЗТВ – зона термического влияния (сварного шва);

    ИПГ – испытание падающим грузом; КНС – кустовая насосная станция;

    КИП – контрольно-измерительный пункт; КС – компрессорная станция ;

    КС ПХГ – компрессорная станция подземного хранилища газа; ЛЧ МГ – линейная часть магистрального газопровода;

    ЛЭП – линия электропередач; МГ – магистральный газопровод;

    МКЭ – метод конечных элементов; ММГ – многолетнемерзлые грунты;

    МРЗ – максимальное расчетное землетрясение; НД – нормативная документация;

    НДС – напряженно-деформированное состояние; НПС – насосно-перекачивающая станция;

    НС – насосная станция;

    НУЭ – нормальные условия эксплуатации;

    ОГ – отводы, изготовленные способом горячей гибки;

    ПЗ – проектное землетрясение; ПС – пункт сбора;

    ПХГ – подземное хранилище газа; РДС – ручная дуговая сварка;

    СДТ – соединительные детали трубопроводов; СНиП – строительные нормы и правила;

    СП – свод правил;

    СПХГ – станция подземного хранения газа; СОГ – станция охлаждения газа;

    ТУ – технические условия; ТС – тройник сварной;

    ТШ – тройник штампованный; ТШС – тройник штампосварной; УДЗ – установка дренажной защиты; УКЗ – установка катодной защиты;

    УКПГ – установка комплексной подготовки газа; УППГ – установка предварительной подготовки газа; ЦПС – центральный пункт сбора;

    ЭХЗ – электрохимическая защита от коррозии.


     

  5. Общие положения


     

    1. Трубопроводы могут проектироваться подземными, наземными с последующей отсыпкой насыпи или надземными – на опорах. Основным видом прокладки трубопроводов должна быть подземная. В районах многолетнемерзлых грунтов (ММГ) допускается надземный тип прокладки трубопроводов, решение принимается на основании техникоэкономических расчетов.

    2. Трубопроводы, транспортирующие одинаковые и различные продукты, могут прокладываться параллельно действующим или проектируемым промысловым трубопроводам, в общих коридорах.

    3. Температура продуктов должна устанавливаться исходя из возможности их транспортирования и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности и устойчивости трубопровода.

    4. Трубопроводы нефтесбора нефтяных месторождений, а также трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта, должны выполняться из труб, имеющих внутреннее антикоррозионное покрытие.

    5. Гидравлические и тепловые расчеты газопроводов следует осуществлять в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-051.

    6. При проектировании трубопроводов следует использовать материалы, изделия и оборудование, прошедшие процедуру эксплуатационных испытаний и разрешенные к применению на объектах ОАО «Газпром» в установленном порядке.

    7. При проектировании трубопроводов производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения объектов добычи следует руководствоваться требованиями СНиП 2.04.02-84* [1] и СНиП 3.05.04-85 [2].

    8. При проектировании трубопроводов для подачи пластовых и сточных вод на кустовые насосные станции систем поддержания пластового давления или закачки в поглощающие горизонты следует руководствоваться требованиями СНиП 3.05.04-85* [2] и СНиП 2.04.03-85 [3].

    9. При проектировании трубопроводов систем обводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод с давлением закачки менее 10 МПа следует руководствоваться требованиями СНиП 2.04.02-84* [1], СНиП 3.05.04-85 [2].

    10. Проектирование зданий и сооружений, расположенных на площадках КС, НС, УКПГ, УППГ и других промысловых объектов, следует выполнять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию соответствующих зданий и сооружений, утвержденных в установленном порядке.

    11. Давление насыщенных паров продукта при установлении рабочего давления трубопровода должно приниматься исходя из максимально возможной температуры продукта в условиях транспортировки.

      При транспортировке нестабильных газонасыщенных жидкостей рабочее давление во всех точках трубопровода должно быть выше давления насыщения транспортируемого продукта не менее чем на 0,5 МПа.

    12. Защита трубопроводов от внутренней коррозии осуществляется применением ингибиторов, защитными покрытиями внутренней поверхности труб, подготовкой транспортируемого продукта с удалением из него агрессивных составляющих.

  6. Классификация транспортируемых продуктов


     

    1. С точки зрения угрозы людям и другим биологическим объектам природной среды продукты подразделяются на нетоксичные и токсичные. К токсичным продуктам относятся продукты, содержащие токсические компоненты в концентрациях, достаточных, чтобы требовалось, в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 [4], установление вокруг объектов промысла с выбросом или утечками продукта санитарно-защитных зон.

    2. Исходя из потенциальной опасности для жизни и здоровья населения и персонала, возможного ущерба природной среде, а также имуществу объектов промысла, головных сооружений и ПХГ, транспортируемые продукты относятся к одной из категорий, представленных в таблице 1.

      Т а б л и ц а 1 – Классификация транспортируемых продуктов


       

      Категория продукта

      Описание


       

      1

      Нестабильные сжиженные углеводородные продукты, которые содержат H2S и другие сернистые соединения, имеют давление насыщенных паров по Рейду более 0,0667 МПа и транспортируются в жидком состоянии. К таким продуктам относятся нестабильные газовые конденсаты и сжиженные нефтяные газы.


       

      2

      Продукты, перечисленные в категории 1, но не содержащие H2S и другие сернистые соединения.


       

      3

      Горючие токсичные продукты, транспортируемые как газы или как двухфазные среды. К таким продуктам относятся природный газ, содержащий H2S и другие сернистые соединения.


       

      4

      Горючие нетоксичные продукты, транспортируемые как газы или как двухфазные среды.


       

      5

      Нетоксичный природный газ, находящийся в однофазном состоянии при нормальных условиях и условиях транспортировки.


       

      6

      Горючие и токсичные продукты, которые находятся в жидкой фазе при нормальных условиях и при условиях транспортировки. К таким продуктам относятся метанол, а также нефть и стабильные конденсаты, содержащие H2S и другие сернистые соединения.


       

      7

      Горючие нетоксичные продукты, которые находятся в жидкой фазе при нормальных условиях и при условиях транспортировки и не содержат H2S и других сернистых соединений. К таким продуктам относятся товарная нефть и нефтепродукты, а также стабильные конденсаты.


       

      8

      Негорючие продукты, которые находятся в газообразной фазе при нормальных условиях. К таким продуктам относятся азот и углекислый газ.

      9

      Жидкие нетоксичные и негорючие продукты на водной основе.

      О к о н ч а н и е т а б л и ц ы 1


       

      Категория продукта

      Описание

      П р и м е ч а н и я

      1. Под давлением насыщенных паров по Рейду понимается абсолютное давление пара сжиженных углеводородных продуктов при температуре 37,8 °C и соотношении объемов паровой и жидкой фаз 4:1.

      2. В качестве нормальных условий приняты: давление 760 мм рт. ст. (101325 кПа) и температура 20 °C.

      3. Другие неупомянутые газы или жидкости относятся к одной из вышеперечисленных категорий, наиболее близкой по потенциальной опасности. Если категория не ясна, принимается более опасная.

      4. Дополнительным критерием классификации двухфазных продуктов, транспортируемых в жидком состоянии, служит соотношение газового фактора транспортируемого продукта при нормальных условиях и его нормируемого значения, равного 300 м3/т. Например, газонасыщенная нефть с газовым фактором 300 м3/т и более относится к категории 1 или 2 (в зависимости от того, содержит ли она H2S и другие сернистые соединения), а газонасыщенная нефть с газовым фактором менее 300 м3/т – к категории 6 или 7 (в зависимости от того, содержит ли она H2S и другие сернистые соединения).


       

    3. Продукты, содержащие сероводород, с точки зрения стойкости трубопроводов к сульфидно-коррозионому растрескиванию подразделяются на среды с низким, средним и высоким содержанием сероводорода (таблица 2).

      Т а б л и ц а 2 – Классификация продуктов по содержанию сероводорода


       

      Содержание сероводорода

      Парциальное давление сероводорода

      Низкое

      300 Па – 15 000 Па вкл.

      Среднее

      Свыше 15 000 Па – 1,5 МПа вкл.

      Высокое

      Свыше 1,5 МПа

      П р и м е ч а н и е – Парциальное давление сероводорода определяется:

      а) в газовой среде – по формуле PH2S PCH2S/100, где – общее давление газа, МПа;

      CH2S – содержание в газе сероводорода в объемных или мольных процентах;

      б) для жидкостей – при давлении, соответствующем растворимости сероводорода в количестве,

      содержащемся в жидкости.


       

  7. Классы промысловых трубопроводов и категории их участков

    1. Классы и категории трубопроводов. Категории участков

      1. Трубопроводы для транспорта газа газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений и ПХГ, а также нефтяного газа в зависимости от рабочего давления подразделяются на четыре класса:

        • I класс – при рабочем давлении свыше 20 до 32 МПа включительно;

        • II класс – при рабочем давлении свыше 10 до 20 МПа включительно;

        • III класс – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа включительно;

        • IV класс – при рабочем давлении до 2,5 МПа включительно.

      2. Трубопроводы для транспорта нестабильного конденсата (в том числе и в смеси с нефтью) в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

        • I класс – трубопроводы условным диаметром свыше 300 до 500 мм включительно;

        • II класс – трубопроводы условным диаметром свыше 150 до 300 мм включительно;

        • III класс – трубопроводы условным диаметром менее 150 мм.

          П р и м е ч а н и е – Использование трубопроводов диаметром свыше 500 мм для транспорта нестабильного конденсата возможно при соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспечении эксплуатационной надежности и экологической безопасности.


           

      3. Трубопроводы для транспорта нефти, нефтепродуктов и других жидких продуктов нефтяных и газонефтяных месторождений, а также стабильного газового конденсата газоконденсатных месторождений в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

        • I класс – трубопроводы условным диаметром 600 мм и более;

        • II класс – трубопроводы условным диаметром менее 600 до 300 мм включительно;

        • III класс – трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.

      4. Промысловые трубопроводы в зависимости от их назначения подразделяются на категории в соответствии с таблицей 3:

        • С – «средняя»;

        • Н – «нормальная».

      5. Участки трубопроводов в зависимости от их характеристик (условий прокладки), категории транспортируемого продукта по таблице 1, а также категории трубопровода по таблице 3 подразделяются на категории:

        • В – «высокая»;

        • С – «средняя»;

        • Н – «нормальная».

          Назначать категории участков следует в соответствии с таблицей 4 (для трубопроводов, транспортирующих нетоксичные продукты) и таблицей 5 (для трубопроводов, транспортирующих токсичные продукты).

          Т а б л и ц а 3 – Категории трубопроводов в зависимости от их назначения


           

          Назначение трубопровода

          Категория трубопровода

           


           

          C

          • Метанолопроводы

          • Трубопроводы, транспортирующие вредные среды

          • Трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па

          О к о н ч а н и е т а б л и ц ы 3


           

          Назначение трубопровода

          Категория трубопровода

           


           

          С

          и транспортирующиe пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа


           

          Н

          П р и м е ч а н и я

          • Трубопроводы нестабильного конденсата

          • Ингибиторопроводы

          • Газопроводы-шлейфы I и II классов

          • Коллекторы неочищенного газа I и II классов;

          • Нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м3/т и более

          • Трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением 10 МПа и более

          • Трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов с давлением 10 МПа и выше

          • Выкидные трубопроводы нефтяных скважин

          • Нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м3/т, нефтегазопроводы II и III классов, независимо от газового фактора

          • Газопроводы-шлейфы III и IV классов

          • Коллекторы неочищенного газа III и IV классов

          • Трубопроводы систем заводнения, транспортирующиe пресную воду

          • Нефтепроводы

          1. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения многолетнемерзлых грунтов, теряющих при оттаивании несущую способность (с относительной просадочностью более 0,1), должны приниматься по категории С.

          2. Для трубопроводов, транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода 300 Па и менее, категория назначается так же, как для трубопроводов со средами, не содержащими сероводорода.


           

      6. При чередовании участков трубопроводов различных категорий по трассе протяженностью до 300 м на всем участке чередования допускается принимать более высокую категорию из них.

Т а б л и ц а 4 – Категории участков трубопроводов, транспортирующих нетоксичные продукты


 


 

Характеристика участка трубопровода

Категория продукта

2

4, 5

7, 8

9

при категории трубопровода

С

С

Н

С

Н

Н

  1. Переходы через водные преграды:

    1. Судоходные и несудоходные шириной зеркала воды в межень 30 м и более в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 30 м каждый (от среднемеженного горизонта воды), трубопроводы, прокладываемые способом ГНБ.

    2. Несудоходные шириной зеркала воды в межень до 30 м в русловой части, оросительные и деривационные каналы.

    3. Горные потоки (реки) при подземной прокладке и поймы рек по горизонту высоких вод 10 %-ной обеспеченности.

    4. Участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10 %-ной обеспеченности


 

В


 

В


 


 


 


 


 


 


 

С


 

С C


 

В


 


 


 


 

С


 

С C C


 

С


 


 


 

П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы 4


 


 

Характеристика участка трубопровода

Категория продукта

2

4, 5

7, 8

9

при категории трубопровода

С

С

Н

С

Н

Н

  1. Переходы через болота:

    1. Тип II.

    2. Тип III


 

– В


 


 

С С


 


 

С С


 

– С

  1. Переходы через железные и автомобильные дороги:

    1. Железные дороги колеи 1520 мм общего пользования (на перегонах), включая участки по обе стороны дороги длиной 65 м каждый от осей крайних путей, но не менее 50 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги.

    2. Железные дороги промышленного железнодорожного транспорта колеи 1520 мм (внешние, внутренние железнодорожные пути), включая участки по обе стороны дороги длиной 50 м каждый от осей крайних путей

Автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям I-а, I-б, II, III категорий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

Автомобильные дороги, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги:

  • автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям IV, V категорий;

  • внутренние автомобильные дороги промышленных предприятий и организаций всех категорий;

  • внутрихозяйственные автомобильные дороги в сельскохозяйственных предприятиях и организациях I-с категории


 

В


 


 

В


 


 

В


 

С


 

В


 


 

В


 


 

В


 

4 Трубопроводы, прокладываемые в слабо связанных барханных песках в условиях пустынь; участки газопроводов, примыкающие

к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения; газопроводы на длине 250 м от гребенок подводных переходов, подключения трубопроводов друг к другу и участки от охранных кранов до площадок УКПГ, УППГ, ДКС, КС ПХГ

С

5 Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций

В

С

С

6 Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты и нефтепроводы, нефтегазопроводы, конденсатопроводы, выкидные трубопроводы нефтяных скважин, прокладываемые параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а также выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстояние от них до:

  • 300 м – при диаметре труб 700 мм и менее;

  • 500 м – при диаметре труб до 1000 мм включительно;

  • 1000 м – при диаметре труб более 1000 мм

С

О к о н ч а н и е т а б л и ц ы 4


 


 

Характеристика участка трубопровода

Категория продукта

2

4, 5

7, 8

9

при категории трубопровода

С

С

Н

С

Н

Н

7 Узлы пуска и приема ВТУ, узлы линейной запорной арматуры, а также участки трубопроводов по 250 м, примыкающие к ним.

Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям, подверженным карстовым явлениям.

Трубопроводы на участках подхода к НС, НПС в пределах 250 м от ограждения

С

С

8 Пересечения с коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтегазопроводами, конденсатопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации

С

С

С

9 Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в позиции 14 таблицы 6, с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более

С

С

С

С

С

С

П р и м е ч а н и я

  1. Участки трубопроводов, не указанные в таблице 4, следует отнести к категории Н.

  2. Указанные категории участков следует принимать независимо от вида прокладки (подземная, наземная, надземная).

  3. Категории участков трубопроводов надземной прокладки могут быть приняты при соответствующем обосновании категории не ниже С в зависимости от конкретных природно-климатических условий и свойств грунтов оснований.

  4. Тип болот приведен в приложении А.

  5. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатирующей организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 8, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

  6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3 таблицы.

  7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению водохранилищем, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.

  8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийновосстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиций 1.3 и 1.4 для газопроводов на поймах необязательно.

  9. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться, как правило, только подземная прокладка под углом не менее 60°.

  10. Участки трубопроводов одного или различного назначения, прокладываемые при одновременном строительстве совместно в одной траншее, в одной насыпи (при наземной прокладке) или на общих опорах (на эстакаде), должны приниматься не ниже категории С.

  11. Знак «–» означает, что категория не регламентируется.

Т а б л и ц а 5 – Категории участков трубопроводов, транспортирующих токсичные продукты


 


 

Характеристика участка трубопровода

Категория продукта

1, 3

6

при категории трубопровода

С

С

Н

1 Переходы через водные преграды:


 

В


 

В


 

С

1.1 Судоходные и несудоходные шириной зеркала воды

в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки дли-

     

ной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды),

     

трубопроводы, прокладываемые способом ГНБ.

     

1.2 Несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м

В

С

в русловой части, оросительные и деривационные каналы.

     

1.3 Горные потоки (реки) при подземной прокладке и поймы рек по

С

горизонту высоких вод 10 %-ной обеспеченности.

     

1.4 Участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких

С

вод 10 %-ной обеспеченности

2 Переходы через болота:


 


 

– В


 

С С

    1. Тип II.

    2. Тип III

  1. Переходы через железные и автомобильные дороги:

    1. Железные дороги колеи 1520 мм общего пользования

    2. Железные дороги промышленного железнодорожного транспорта колеи 1520 мм (внешние, внутренние железнодорожные пути), включая участки по обе стороны дороги длиной 50 м каждый от осей крайних путей.

(на перегонах), включая участки по обе стороны дороги длиной 65 м каждый от осей крайних путей, но не менее 50 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги.

Автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям I-а, I-б, II, III категорий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

Автомобильные дороги, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги:

  • автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям IV, V категорий;

  • внутренние автомобильные дороги промышленных предприятий и организаций всех категорий;

  • внутрихозяйственные автомобильные дороги в сельскохозяйственных предприятиях и организациях I-с категории


 

В


 

С


 

В


 

С


 

В


 

С

4 Трубопроводы, прокладываемые в слабо связанных барханных песках в условиях пустынь; участки газопроводов, примыкающие

к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения; газопроводы на длине 250 м от гребенок подводных переходов, подключения трубопроводов друг к другу и участки от охранных кранов до площадок УКПГ, УППГ, ДКС, КС ПХГ

В

В

С

5 Трубопроводы, прокладываемые по поливным

и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций

В

С

О к о н ч а н и е т а б л и ц ы 5


 


 

Характеристика участка трубопровода

Категория продукта

1, 3

6

при категории трубопровода

С

С

Н

6 Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты и нефтепроводы, нефтегазопроводы, конденсатопроводы, выкидные трубопроводы нефтяных скважин, прокладываемые параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а также выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстояние от них до:

  • 300 м – при диаметре труб 700 мм и менее;

  • 500 м – при диаметре труб до 1000 мм включительно;

  • 1000 м – при диаметре труб более 1000 мм

С

7 Узлы пуска и приема очистных устройств, узлы линейной запорной арматуры, а также участки трубопроводов по 250 м, примыкающие к ним.

Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям, подверженным карстовым явлениям.

Трубопроводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ в пределах 250 м от ограждения и узлы линейной запорной арматуры

С

8 Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтегазопроводами, конденсатопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации

С

9 Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в позиции 14 таблицы 6, с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более

С

С

С

П р и м е ч а н и я

  1. Участки трубопроводов, не указанные в таблице 5, следует отнести к категории Н.

  2. Указанные категории участков следует принимать независимо от вида прокладки (подземная, наземная, надземная).

  3. Категории участков трубопроводов надземной прокладки могут быть приняты при соответствующем обосновании категории не ниже С в зависимости от конкретных природно-климатических условий и свойств грунтов оснований.

  4. Тип болот приведен в приложении А.

  5. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатирующей организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 8, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

  6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3 таблицы.

  7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению водохранилищем, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.

  8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийновосстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиций 1.3 и 1.4 для газопроводов на поймах необязательно.

  9. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться, как правило, только подземная прокладка под углом не менее 60°.

  10. Участки трубопроводов одного или различного назначения, прокладываемые при одновременном строительстве совместно в одной траншее, в одной насыпи (при наземной прокладке) или на общих опорах (на эстакаде), должны приниматься не ниже категории С.

  11. Знак «–» означает, что категория не регламентируется.

    1. Минимальные расстояния от трубопроводов до населенных пунктов, предприятий, зданий и сооружений

      1. В пределах настоящего раздела в целях упрощения изложения условно приняты следующие наименования трубопроводов:

        • «газопроводы» – трубопроводы, определенные в 7.1.1;

        • «конденсатопроводы» – трубопроводы, определенные в 7.1.2;

        • «нефтепроводы» – трубопроводы, определенные в 7.1.3.

      2. Основные объекты, здания и сооружения, располагаемые вблизи трассы трубопровода, следует разделить на группы «А»–«М» (принадлежность к той или иной группе указана в позициях 1–11 столбцa 1 таблицы 6) по следующему принципу:

        • к группе «А» относятся территориальные образования, включающие производственные или муниципальные объекты, здания и сооружения. Для этой группы наиболее значимым фактором негативного влияния трубопровода является возможная гибель людей при аварии;

        • к группе «Б» относятся объекты с постоянным значительным скоплением людей, наиболее значимый фактор – гибель людей;

        • к группам «В»–«М» относятся объекты, для которых наиболее значимым фактором является возможность серьезного их повреждения (уничтожения) при аварии на трубопроводе или, наоборот, аварии на этих объектах могут повредить (уничтожить) участок трубопровода.

      3. При назначении минимальных расстояний по группам в таблице 6 учитываются следующие характеристики объектов:

        • объекты, здания и сооружения, минимальные расстояния до которых определяются техническими характеристиками трубопровода (диаметр, рабочее давление);

        • объекты, минимальные расстояния до которых регламентируются нормативными документами других ведомств;

        • объекты, минимальные расстояния до которых не зависят от технических характеристик трубопровода.

      4. Расстояния от оси подземных трубопроводов до объектов, зданий, сооружений и инженерных сетей должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но, как правило, не менее значений, определяемых в соответствии с требованиями данного раздела.

      5. Минимальные расстояния от оси газопроводов III и IV классов до объектов, зданий и сооружений следует принимать по столбцам 2–7 таблицы 6.

        image

      6. Минимальные расстояния L, м, от оси газопроводов I и II классов до объектов, зданий и сооружений групп «А»–«Д» (см. позиции 1–5 таблицы 6) следует вычислять по формулам

        (7.1)


         

         20 м, (7.2)


         

        где – рабочее давление в газопроводе, МПа;

        Lbas – базисное значение минимального расстояния, принимаемое в зависимости от диаметра для газопроводов III класса по столбцам 2–5 таблицы 6.

        При определении минимального расстояния по формуле (7.1) полученное значение следует округлить в большую сторону с точностью до 5 м.

      7. Минимальные расстояния от оси газопроводов I и II классов до объектов, зданий и сооружений групп «Е»–«М» и всех других объектов (см. позиции 6–14 таблицы 6) следует принимать по столбцам 2–5 таблицы 6 независимо от уровня рабочего давления, как для газопроводов класса III.

      8. Минимальные расстояния от нефтепроводов и конденсатопроводов до объектов, зданий и сооружений следует принимать в соответствии с таблицей 6, столбцы 8–10, в зависимости от класса трубопровода.

      9. Минимальные расстояния до объектов, зданий и сооружений групп «А»–«Д», позиции 1–5, следует принимать от нефтепроводов и конденсатопроводов:

        • транспортирующих продукты категорий 4, 5, 7–9, а также метанол и ингибиторы – по значениям, указанным над чертой;

        • транспортирующих продукты категорий 1–3 и 6 – из условия исключения попадания этих объектов, зданий, сооружений в пределы расчетных значений ДПВО паров транспортируемого в жидком виде продукта. Расчетные значения ДПВО должны определяться на основании разрешенных в установленном порядке для применения методик, в частности РД 03-26-2007 [5]. Принимаемые по ДПВО расстояния должны быть не менее соответствующих значений, указанных над чертой (таблица 6).

      10. Минимальные расстояния от нефтепроводов и конденсатопроводов до объектов, зданий и сооружений групп «Е»–«М» и всех других объектов в соответствии с позициями 6–14 таблицы 6 следует принимать независимо от категории транспортируемого продукта по таблице 6.

      11. Указанные в таблице 6 расстояния относятся к случаю размещения трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли на уровне или ниже объектов зданий и сооружений, а на переходах через водные преграды – ниже по течению от объектов и сооружений.

      12. При необходимости размещения трубопроводов нефти и нефтепродуктов на отметках земли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов к приведенным в таблице 6 минимальным расстояниям, исходя из местных условий и норм технологического проектирования, должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет:

        • увеличения минимальных расстояний;

        • устройства отводных канав, защитных экранов и других технических сооружений;


           

          Т а б л и ц а 6 – Минимальные расстояния от трубопроводов до объектов, зданий и сооружений


           


           

          Объекты, здания и сооружения

          Минимальные расстояния от оси трубопровода, м

          газопроводы


           

          нефтепроводы

          и конденсатопроводы

          класса

          III

          IV

          условным диаметром, мм


           

          класса

          Lbas

          300 и менее

          свыше 300 до 600

          свыше 600 до 800

          свыше 800 до 1400

          300 и менее

          свыше 300 до 1400


           

          I


           

          II


           

          III

          1 Группа «А»:

          100

          150

          200

          350

          75

          125

          150

          100

          75

          города и другие населенные пункты;

          200

          300

          400

          700

          150

          250

          ДПВО

          ДПВО

          ДПВО

          коллективные сады с садовыми

          домиками более 50 шт., дачные

          поселки;

          отдельные промышленные и сельско-

          хозяйственные предприятия с числен-

          ностью работающих свыше 50 человек;

          тепличные комбинаты и хозяйства;

          птицефабрики;

          молокозаводы;

          карьеры разработки полезных иско-

          паемых;

          гаражи и открытые стоянки для авто-

          мобилей индивидуальных владельцев

          на количество автомобилей свыше 20;

          отдельно стоящие здания с массовым

          скоплением людей (школы, больницы,

          клубы, детские сады и ясли, вокзалы

          и т.д.) с максимальной численностью

          менее 100 человек;

          отдельные жилые здания

          П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы 6


           


           

          Объекты, здания и сооружения

          Минимальные расстояния от оси трубопровода, м

          газопроводы


           

          нефтепроводы

          и конденсатопроводы

          класса

          III

          IV

          условным диаметром, мм


           

          класса

          Lbas

          300 и менее

          свыше 300 до 600

          свыше 600 до 800

          свыше 800 до 1400

          300 и менее

          свыше 300 до 1400


           

          I


           

          II


           

          III

          2 Группа «Б»:

          железнодорожные и автобусные стан-

          120

          240

          180

          360

          240

          480

          420

          840

          75

          100

          100

          150

          180

          ДПВО

          120

          ДПВО

          90

          ДПВО

          ции;

          аэропорты;

          морские и речные порты и пристани;

          мосты железных дорог общего поль-

          зования, автомобильных дорог общего

          пользования и подъездных дорог к про-

          мышленным предприятиям I-а, I-б,

          II категорий, внутренних автомобиль-

          ных дорог промышленных предприя-

          тий и организаций I-в, II-в и I-к, II-к

          категорий с пролетом свыше 20 м,

          путепроводы (при прокладке нефте-

          проводов и нефтепродуктопроводов

          ниже мостов по течению);

          отдельно стоящие здания с массовым

          скоплением людей (школы, больницы,

          клубы, детские сады и ясли, вокзалы и

          т.д.) с численностью более 100 человек

          3 Группа «В»:

          гидроэлектростанции;

          75

          150

          125

          250

          150

          300

          250

          500

          20

          40

          50

          100

          150

          ДПВО

          100

          ДПВО

          75

          ДПВО

          гидротехнические сооружения мор-

          ского и речного транспорта I–IV клас-

          сов;

          очистные сооружения и насосные

          станции водопроводные, не относящи-

          еся к магистральному трубопроводу;

          железные дороги общего пользования

          (на перегонах);

          автомобильные дороги общего поль-

          зования и подъездные дороги к про-

          мышленным предприятиям I-а, I-б, II,

          III категорий;

          склады легковоспламеняющихся и

          горючих жидкостей и газов с объемом

          хранения свыше 1000м3;

          территории КС, УКПГ, СПХГ и ГРС,

          поставляющих газ в тупиковую распре-

          делительную сеть;

          П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы 6


           


           

          Объекты, здания и сооружения

          Минимальные расстояния от оси трубопровода, м

          газопроводы


           

          нефтепроводы

          и конденсатопроводы

          класса

          III

          IV

          условным диаметром, мм


           

          класса

          Lbas

          300 и менее

          свыше 300 до 600

          свыше 600 до 800

          свыше 800 до 1400

          300 и менее

          свыше 300 до 1400


           

          I


           

          II


           

          III

                             

          4 Группа «Г»:

          мосты железных дорог промышленно-

          30

          60

          50

          100

          100

          200

          200

          400

          75

          150

          125

          250

          75

          ДПВО

          50

          ДПВО

          30

          ДПВО

          го железнодорожного транспорта (внеш-

          них и внутренних), автомобильных

          дорог общего пользования и подъездных

          дорог к промышленным предприятиям

          III, IV, V категорий, внутренних автомо-

          бильных дорог промышленных пред-

          приятий и организаций III-в, IV-в

          и III-к, IV-k категорий с пролетом

          свыше 20 м, путепроводы (при проклад-

          ке нефтепроводов и нефтепродуктопро-

          водов ниже мостов по течению);

          от отсыпки кустов бурящихся и экс-

          плуатируемых нефтяных, газовых и

          артезианских скважин;

          канализационные сооружения;

          вертодромы с парком вертолетов чис-

          ленностью до 10

          5 Группа «Д»:

          железнодорожные сливоналивные

          50

          50

          75

          75

          75

          75

          75

          75

          15

          15

          15

          15

          75

          ДПВО

          50

          ДПВО

          30

          ДПВО

          устройства

          железные дороги промышленного

          железнодорожного транспорта (внеш-

          ние);

          автомобильные дороги общего пользо-

          вания и подъездные дороги к промыш-

          ленным предприятиям IV, V категорий;

          внутрихозяйственные автомобильные

          дороги в сельскохозяйственных пред-

          приятиях и организациях I-с категории

          • административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов;

          • автозаправочные станции;

          • мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов;

          • мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи и массовых коммуникаций Российской Федерации и других ведомств;

          • телевизионные башни

          П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы 6


           


           

          Объекты, здания и сооружения

          Минимальные расстояния от оси трубопровода, м

          газопроводы


           

          нефтепроводы

          и конденсатопроводы

          класса

          III

          IV

          условным диаметром, мм


           

          класса

          Lbas

          300 и менее

          свыше 300 до 600

          свыше 600 до 800

          свыше 800 до 1400

          300 и менее

          свыше 300 до 1400


           

          I


           

          II


           

          III

          6 Группа «Е»:

          и др.;

          30

          30

          30

          30

          30

          30

          30

          30

          30

          • территории групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций (ПГРС), промысловых установок очистки и осушки газа;

          • территории ГРС, поставляющих газ в кольцевую распределительную сеть, газорегуляторных пунктов (ГРП), в том числе шкафного типа (ШРП), газорегуляторных установок (ГРУ);

          • земляной амбар для сбора конденсата при очиcтке полости трубопровода;

          • открытые емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.;

          • насосные станции водоснабжения, очистные сооружения, кустовые насосные станции для поддержания пластового давления, градирни, котельные

          • вспомогательные и производственные здания категории Д;

          • здания и сооружения линейной службы эксплуатации;

          • вертолетные посадочные площадки без базирования на них вертолетов;

          • 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;

          • горизонтальное факельное устройство;

          • автоматизированные электростанции с термоэлектрогенераторами

          П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы 6


           


           

          Объекты, здания и сооружения

          Минимальные расстояния от оси трубопровода, м

          газопроводы


           

          нефтепроводы

          и конденсатопроводы

          класса

          III

          IV

          условным диаметром, мм


           

          класса

          Lbas

          300 и менее

          свыше 300 до 600

          свыше 600 до 800

          свыше 800 до 1400

          300 и менее

          свыше 300 до 1400


           

          I


           

          II


           

          III

          7 Группа «Ж»:

          15

          15

          15

          15

          15

          15

          15

          15

          15

          8 Группа «И»:

          притрассовые постоянные дороги, предназначенные для обслуживания трубопроводов

          10

          10

          10

          10

          10

          10

          10

          10

          10

          9 Группа «К»:

          железные дороги промышленного железнодорожного транспорта (внутренние)

          12

          12

          15

          20

          9

          9

          15

          15

          15

          10 Группа «Л»:

          15

          15

          20

          20

          9

          9

          10

          10

          10

          • кабели междугородной связи и силовые электрокабели;

          • мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы;

          • пункты редуцирования для газоснабжения термоэлектрогенераторов;

          • сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные газорегулировочные пункты, установки предварительного сброса пластовой воды и др.;

          • необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах;

          • сооружения электроснабжения, связи, телемеханики и автоматики, предназначенные для обслуживания трубопровода

          • внутренние автомобильные дороги промышленных предприятий и организаций всех категорий;

          • подъезды на территории нефтяных и газовых месторождений

          П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы 6


           


           

          Объекты, здания и сооружения

          Минимальные расстояния от оси трубопровода, м

          газопроводы


           

          нефтепроводы

          и конденсатопроводы

          класса

          III

          IV

          условным диаметром, мм


           

          класса

          Lbas

          300 и менее

          свыше 300 до 600

          свыше 600 до 800

          свыше 800 до 1400

          300 и менее

          свыше 300 до 1400


           

          I


           

          II


           

          III


           

          11 Группа «М»:

          резервуары конденсата, гликолей, метанола, эталоминов и других горючих жидкостей


           

          75


           

          100


           

          125


           

          150


           

          50


           

          75


           

          30


           

          25


           

          25


           

          12 Объекты:


           

          Согласно требованиям СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 [4]


           

          13 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 специальных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, и по согласованию с органами государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты


           

          14 Объекты:

          35 кВ и более


           

          В соответствии с требованиями 2.5 ПУЭ [6]

          • магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод;

          • водозаборные сооружения и станции оросительных систем

          • 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 электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом;

          • открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением

          О к о н ч а н и е т а б л и ц ы 6


           


           

          Объекты, здания и сооружения

          Минимальные расстояния от оси трубопровода, м

          газопроводы


           

          нефтепроводы

          и конденсатопроводы

          класса

          III

          IV

          условным диаметром, мм


           

          класса

          Lbas

          300 и менее

          свыше 300 до 600

          свыше 600 до 800

          свыше 800 до 1400

          300 и менее

          свыше 300 до 1400


           

          I


           

          II


           

          III

          П р и м е ч а н и я

          1. Расстояния в столбцах 2–7, указанные над чертой, относятся к трубопроводам, транспортирующим нетоксичные продукты; под чертой – токсичные продукты.

          2. Расстояния, указанные в таблице, следует принимать:

          • для городов и других населенных пунктов – от проектной городской черты на расчетный срок 20–25 лет;

          • 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 газопровода, 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.

          1. 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 или сооружений.

          2. Для объектов группы «А» минимальные расстояния можно уменьшить на 20 % в случае, если количество людей, попадающих в пределы зоны, ограниченной минимальным расстоянием, составляет менее 10 человек.

          3. Минимальные расстояния от оси трубопроводов до мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такими же, как и до дорог, составной частью которых они являются.

          4. Минимальные расстояния от оси трубопроводов до объектов, зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в позициях 1–4, следует принимать увеличенными в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м.

          5. Расстояния до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора и заинтересованными организациями.

          6. Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30 % без повышения категории участка газопровода.

          7. Объекты газопроводов и продуктопроводов, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам.

          8. Расстояния до железных и автомобильных дорог, а также до мостов и путепроводов на дорогах указаны для трубопроводов, прокладываемых параллельно дорогам.


           

        • 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 кожухе и др.

      13. Угол подхода газопроводов к площадкам ДКС, СОГ, УКПГ (между осью газопровода и ограждением площадок) следует принимать, как правило, 90°, но не менее 60°.

      14. Расстояния между параллельными трубопроводами

        1. Расстояния между параллельными трубопроводами должны приниматься из условий обеспечения сохранности действующего трубопровода при строительстве нового, безопасности при проведении работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных в таблице 7.

          П р и м е ч а н и я

          1. Расстояние между группой действующих трубопроводов, проложенных в одной траншее, и одиночным строящимся трубопроводом, или наоборот, следует принимать по таблице 7, как между осями крайнего трубопровода в группе и одиночного трубопровода.

          2. Требования таблицы 7 распространяются также на параллельно прокладываемые наземные трубопроводы (в общей насыпи) и надземные трубопроводы на общих опорах (эстакадах). В этом случае расстояния принимаются между осями крайних трубопроводов смежных насыпей, эстакад по диаметру трубопровода, который является максимальным в смежных насыпях, эстакадах.

          3. При прокладке промысловых трубопроводов параллельно магистральным трубопроводам расстояния между ними должны приниматься:

          • в случае прохождения магистрального трубопровода по территории промысла (горного отвода) – по настоящему стандарту (в пределах границ промысла);

          • в остальных случаях – по нормам проектирования магистральных трубопроводов.


           

        2. При выборе расстояний между параллельными нитками строящихся и действующих трубопроводов проектируемые трубопроводы должны располагаться на всем протяжении, как правило, с одной стороны от существующих трубопроводов при параллельной их прокладке.

Т а б л и ц а 7 – Минимальные расстояния между строящимися и действующими трубопроводами при параллельной прокладке


 

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм

Минимальное расстояние между осями трубопроводов, м

До 150 включительно

5

Свыше 150 до 300 включительно

8

Свыше 300 до 600 включительно

11

Свыше 600 до 1400 включительно

14

П р и м е ч а н и я

  1. Указанные расстояния принимаются независимо от способа прокладки трубопроводов. Для параллельных трубопроводов надземной прокладки указанные расстояния могут быть увеличены при соответствующем обосновании в зависимости от конкретных природно-климатических условий и свойств грунтов оснований.

  2. При параллельной прокладке трубопроводов различных диаметров расстояние принимается по большему диаметру.

  3. При прокладке на многолетнемерзлых грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность, или с относительной просадочностью > 0,1 указанные расстояния применяются только при условии транспорта продукта с охлаждением до отрицательных температур или при обеспечении фиксации положения оси проектируемого трубопровода при помощи специальных устройств.

В противном случае указанные расстояния следует увеличить не менее чем в два раза.

  1. Основные требования к трассам трубопроводов


     

    1. Выбор трассы трубопроводов должен производиться на основе вариантной оценки технической и экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов.

    2. Не допускается прокладка промысловых трубопроводов по территориям вахтовых жилых комплексов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

    3. При подземной и надземной прокладке при взаимном пересечении газопроводы должны располагаться над нефтепроводами и продуктопроводами и другими трубопроводами, транспортирующими жидкие среды. При невозможности обеспечить выполнение данного пункта в проекте должно быть сделано специальное обоснование выбранного варианта пересечения.

    4. Допускается при одновременном строительстве совместная в одной траншее, в одной насыпи (при наземной прокладке) или на общих опорах (на эстакаде) прокладка трубопроводов одного или различного назначения.

    5. Максимальный диаметр трубопроводов, укладываемых в одной траншее, не должен превышать DУ 400. Количество трубопроводов, укладываемых в одну траншею, определяется проектом, исходя из условий надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов и удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ. Расстояние в свету между трубопроводами в одной траншее должно быть не менее 900 мм для трубопроводов DУ = 400 и не менее 500 мм для трубопроводов DУ  300.

    6. Число трубопроводов, прокладываемых на общих опорах (эстакадах), должно

      приниматься из условий

       3, (8.1)


       

      image

      image

      image

      image (8.2)

      где – номер трубопровода (= 1,n);

      pi – рабочее давление в i-м трубопроводе, МПа;

      D– диаметр условный i-го трубопровода, м;

      – единичная длина трубопровода,= 1 м.


       

      П р и м е ч а н и е – Число трубопроводов может быть увеличено до = 4, в случае если один из трубопроводов является метанолопроводом.

    7. Расстояние в свету между укладываемыми на общих опорах (эстакаде) трубопроводами должно определяться проектом из условий обеспечения надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов и удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ. Указанное расстояние должно быть не менее 500 мм и не менее диаметра трубопровода. В этом случае под диаметром трубопровода понимается наружный диаметр большего трубопровода (при прокладке трубопроводов различных диаметров) с учетом возможного слоя теплоизоляции.

    8. При выборе трасс трубопроводов необходимо учитывать перспективное развитие месторождения, условия строительства и обслуживания трубопроводов в период его эксплуатации (существующие, строящиеся и проектируемые здания и сооружения, мелиорация, ирригация пустынных и других районов и т.д.).

    9. Взаимные пересечения трубопроводов должны выполняться под углом не менее 60° независимо от способов их прокладки.


       

  2. Конструктивные требования к трубопроводам

    1. Общие требования

      1. Диаметр трубопровода следует определять на основании гидравлического расчета.

      2. Способ прокладки трубопроводов следует принимать, как правило, подземным. В сложных инженерно-геологических условиях (ММГ, просадочные, пучинистые грунты и др.) способ прокладки трубопроводов определяется на основании технико-экономического сравнения вариантов.

      3. Толщины стенок труб и соединительных деталей следует определять по расчету в соответствии с требованиями 12.2.

      4. Применяемые для трубопроводов трубы, СДТ, сварные соединения, материалы для балластировки и закрепления трубопроводов, теплоизоляционные материалы должны соответствовать требованиям главы 14.

      5. Требования к защитным покрытиям трубопроводов и к системе ЭХЗ должны определяться в соответствии с главой 15.

      6. В трубопроводах соединение труб между собой и с СДТ производится при помощи сварки. Применение фланцевых соединений допускается только для подключения трубопроводов к оборудованию запорно-регулирующей арматуры и контрольно-измерительным приборам.

        Не допускается непосредственная приварка к трубопроводам усиливающих элементов. Узлы, в состав которых входят трубы (или соединительные детали) и другие стальные конструкции, должны быть заводского изготовления.

      7. В трубопроводах следует применять стальную запорную арматуру, соединяемую с трубами при помощи сварки.

      8. Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате действия внутреннего давления и изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается пропуск ВТУ, должны иметь радиус изгиба не менее 5D.

      9. Необходимость установки узлов пуска и приема ВТУ определяется заданием на проектирование. Конструкция узлов пуска и приема ВТУ определяется проектом. Места установки узлов пуска и приема ВТУ должны быть ограждены, к ним должен быть обеспечен подъезд автотранспорту.

        Все элементы трубопроводов в пределах одного участка, по которому предусмотрено прохождение ВТУ, должны быть равнопроходными (трубы, линейная арматура, камера пуска и приема ВТУ и т.п.).

      10. При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного газопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания ВТУ в ответвление.

      11. Для трубопроводов, предназначенных для транспортирования продуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, должны предусматриваться мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

        Монтажные сварные соединения трубопроводов, транспортирующих среды, содержащие сероводород, должны подвергаться снятию сварочных напряжений путем термической обработки швов.

      12. В местах подключения трубопроводов к существующим или проектируемым трубопроводам, около узлов пуска и приема ВТУ, в местах установки перемычек, на подходах шлейфов к скважинам и УППГ, УКПГ, СПХГ, ДНС, ЦПС, на переходах через естественные и искусственные препятствия и в других случаях, где возможны значительные перемещения

        трубопроводов, следует определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Величина продольных перемещений как воздействие должна учитываться при расчете указанных выше конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу.

        С целью уменьшения продольных перемещений трубопроводов и усилий от трубопроводов на примыкающие к ним узлы и конструктивные элементы следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых или закрытых компенсаторов, неподвижных опор, установку компенсаторов-упоров и т.д.

      13. При транспортировке по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола, ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и др.). Выбор метода определяется на основании техникоэкономических расчетов.

      14. В проекте предусматривают, по согласованию с эксплуатирующей организацией, необходимые технические решения, обеспечивающие возможность проведения периодических испытаний промысловых трубопроводов в процессе эксплуатации, а также способ их проведения (гидравлический или пневматический).

Допускается проведение периодических испытаний пневматическим способом трубопроводов с давлением свыше 11,8 МПа и до 14,7 МПа при соблюдении следующих условий:

  • давление периодического испытания не должно превышать первоначального рабочего давления трубопровода;

  • отсутствие на трубопроводе аварий и инцидентов в период эксплуатации;

  • отсутствие недопустимых дефектов, выявляемых в ходе обязательной ревизии трубопровода, проводимой до его периодического испытания;

  • выполнение мероприятий по обеспечению повышенного уровня безопасности при проведении периодических испытаний.

    В обоснованных случаях, по согласованию с ОАО «Газпром», для проведения периодического испытания промыслового трубопровода допускается применение природного газа.


     

      1. Размещение трубопроводной арматуры

        1. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, из условия обеспечения безопасности и охраны окружающей среды, но не более:

  • 30 км – для трубопроводов газа, нефти и нефтепродуктов, не содержащих сероводород;

  • 5 км – для указанных сред, содержащих сероводород;

  • 10 км – для трубопроводов нестабильного конденсата, ингибиторов и метанола. Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

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

  • на входе и выходе трубопроводов из ПС, УППГ, УКПГ, ДНС, НС, КС ПХГ, ГС (охранная отключающая арматура) на расстоянии от границ территории площадок диаметром:

  • 1000 мм и более – 750 м;

  • менее 1000 до 700 мм включительно – 500 м;

  • менее 700 до 300 мм включительно – 300 м;

  • менее 300 мм – 100 м;

  • на обоих концах перехода через водные преграды нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, метанолопроводами, ингибиторопроводами и конденсатопроводами с повышением категории трубопровода или необходимостью строительства резервной нитки, при этом установка запорной арматуры должна быть на отметках выше ГВВ 10 %-ной обеспеченности;

  • на обоих концах перехода через водные преграды газопроводом «сырого» газа, газопроводом-шлейфом, газопроводом «сухого» газа от УКПГ до ГС при необходимости строительства резервной нитки;

  • на обоих концах участков нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов, проходящих на отметках выше зданий и сооружений населенных пунктов и промысловых объектов энергетического, диспетчерско-производственного и жилищно-бытового назначения, в т.ч. железных дорог общей сети и автодорог 1-3-й категорий, на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности и необходимости обеспечения безопасности объектов;

  • на обоих берегах болот III типа протяженностью 500 м и более при необходимости сооружения резервной нитки.

        1. Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, КС ПХГ, ДКС, ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС (на входе и выходе), а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах и конденсатопроводах I и II классов, при переходе их через водные преграды и при прокладке их выше отметок зданий и сооружений, населенных пунктов и промысловых объектов энергетического, диспетчерско-производственного и жилищно-бытового назначения, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими

          дистанционное управление и сигнализацию в случае утечек продукта, а также установками периметральной охранной сигнализации по площадкам отключающей арматуры.

          Время полного перекрытия трубопровода запорной арматурой от начала выдачи команды на экстренное перекрытие при дистанционном управлении не должно превышать 30 с для условного диаметра 500 мм и 1 мин – для больших диаметров.

          Тепловые укрытия на надземную часть запорной арматуры на случай пожара при авариях вблизи нее предусматриваются по требованию Заказчика.

        2. 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.

        3. Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаменты.

        4. 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 при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более.

        5. 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 3 ч, при этом высота продувочной свечи от уровня земли должна быть не менее 3 м, а расстояние от свечи до зданий и сооружений, не относящихся к данному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с требованиями таблицы 6. На газопроводах-шлейфах продувочные свечи не устанавливаются.

        6. 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.

        7. Трубопроводы обвязки линейной запорной арматуры, находящиеся под давлением, байпасы, продувочные линии и перемычки следует предусматривать, как правило, в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки. Доступ должен предусматриваться к приводу арматуры. Проектные решения должны исключать неравномерную осадку трубопроводов и арматуры.

      1. Подземная прокладка трубопроводов

        1. Заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м):

          •на непахотных землях вне постоянных проездов:

          при условном диаметре менее 1000 мм ................................................0,8;

          при условном диаметре 1000 мм и более ..............................................1,0;

          •на пахотных и орошаемых землях ...........................................................1,0;

          •в скальных грунтах и болотистой местности при отсут-

          ствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин.........................0,6;

          •при пересечении оросительных и осушительных кана-

          лов от предельной глубины профиля очистки дна канала...................................1,1;

          •при пересечении автомобильных дорог:

          • от верха покрытия дороги до верхней образующей

            защитного кожуха .................................................................................................1,4;

          • от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного кожуха (при размещении

          дорожного полотна на нулевых отметках или в выемках) ....................................0,5

        2. Заглубление трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, должно быть:

  • для пресной воды – согласно СНиП 2.04.02-84 [1];

  • пластовых и сточных вод – в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий в соответствии с ВНТП 3-85 [7] и СТО Газпром НТП 1.8-001.

        1. Глубина прокладки подземного трубопровода в районах распространения ММГ определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода, с учетом требований охраны окружающей среды.

        2. Прокладка трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов КИП, ингибитора коррозии и гидратообразования должна предусматриваться в одной траншее совместно с газопроводами-шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 0,35 м.

        3. Ширину траншеи по низу следует назначать не менее:

  • DУ + 300 мм – для газопроводов диаметром до 700 мм;

  • 1,5 DУ – для газопроводов диаметром 700 мм и более.

    При диаметрах газопроводов 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи по низу допускается уменьшать до величины DУ + 500 мм, где DУ – условный диаметр трубопровода.

    При балластировке газопроводов железобетонными и чугунными утяжелителями ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м. Кроме того, ширина траншеи по дну при балластировке газопровода должна быть не менее 2,2 DУ.

    При прокладке в одной траншее нескольких трубопроводов дополнительную ширину

    траншеи вычисляют по формуле


     

    image (9.1)

    где – количество дополнительных трубопроводов;

    Dyi – диаметр условный i-го трубопровода;

    c– расстояние между i-м и предшествующим трубопроводами.

        1. 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.

        2. При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых и мерзлых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки газопровода мягким грунтом на толщину 20 см или применением при засыпке специальных защитных устройств.

        3. При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20 % следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

        4. При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а угол пересечения должен соответствовать требованиям п. 8.9.

        5. Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-89-80* [8].

        6. Требования к пересечениям газопроводов кабелями связи, прокладываемых способом ГНБ, должны регламентироваться специальными нормативными документами.

        7. Пересечения трубопровода с линиями электропередач должны проектироваться в соответствии с требованиями Правил ПУЭ [6].

        8. По трассе трубопроводов следует предусматривать установку опознавательных знаков на расстоянии не более 1 км друг от друга. Помимо этого, знаки устанавливаются на углах поворота в горизонтальной плоскости, на переходах трубопроводов через препятствия.

        9. Укрепление склонов, переходов, откосов следует предусматривать с применением изделий, основанных на геотекстильных материалах.


     

      1. Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов

        1. Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов должна применяться на участках трассы с резко пересеченным рельефом местности, в заболоченных местах, на участках, длительное время залитых водой, и в высокольдистых грунтах с льдистостью > 0,35.

        2. Поперечный профиль насыпи устанавливается в зависимости от грунтов и должен быть:

  • по верху насыпи – не менее 1,5D;

  • высотой над трубопроводом – 0,8 м;

  • с откосами – не менее углов естественного откоса грунта, но не менее чем 1:1.25.

    Земляные насыпи должны выполняться с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта.

        1. При пересечении водотоков в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропускные сооружения. Дно водопропускных сооружений и примыкающие к ним откосы насыпи должны укрепляться специальными конструкциями.


     

      1. Надземная прокладка трубопроводов

        1. При надземной прокладке трубопроводов по свайному основанию (эстакаде) допускается параллельная прокладка нескольких трубопроводов-шлейфов на одних и тех же ригелях без повышения категории. Расстояние в свету между рядом расположенными трубопроводами должно быть не менее 500 мм при диаметре труб до 325 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при диаметре труб более 325 мм, при этом для теплоизолированных трубопроводов в качестве диаметра принимается диаметр вместе с изоляцией.

        2. Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли до низа трубопровода следует принимать не менее 0,5 м, а в местах свободного прохода людей – 2,5 м, на путях миграции крупных животных – 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог – по СНиП II-89-80 [8].

          Высота прокладки трубопроводов над землей на участках многолетнемерзлых грунтов должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунта под опорами и трубопроводом.

        3. Теплоизоляцию трубопроводов, в том числе для горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, допускается выполнять из горючих воспламеняемых материалов с устройством противопожарных вставок из негорючих материалов, ширина вставки при этом должна быть не менее 0,5 м, а расстояние между вставками не более 24 м.

        4. Участки трубопроводов при надземной прокладке должны быть электрически изолированы от опор. Применяемые для изоляции диэлектрические полимерные материалы должны выбираться с учетом условий эксплуатации трубопроводов.

          Должна быть предусмотрена защита надземных трубопроводов от воздействий молнии с учетом требований ПУЭ [6], РД 34.21.122-87 [26], СО 153-34.21.122-2003 [27].

        5. В местах установки на трубопроводах арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки обслуживания при невозможности обслуживания арматуры с земли. Площадки должны быть несгораемые и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

          На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

        6. При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

        7. При прокладке трубопроводов через естественные препятствия расстояние от низа трубы или пролетного строения должно приниматься:

  • при пересечении оврагов и балок – не менее 0,5 м до уровня воды при 5 %-ной обеспеченности;

  • при пересечении несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, – не менее 0,5 м до уровня воды при 1 %-ной обеспеченности и наивысшего горизонта ледохода;

  • при пересечении судоходных и сплавных рек – не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

        1. На переходах трубопровода над железными дорогами общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов должны приниматься в соответствии с требованиями габарита «С» по ГОСТ 9238.

          Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть не менее (м):

          до подошвы откоса насыпи ........................................................................ 5;


           

          до бровки откоса выемки ........................................................................... 3;

  • до крайнего рельса железной дороги 10.


     

        1. Фиксация ложементов на подвижных опорах с помощью стяжных хомутов осуществляется со смещениями от центра опор с учетом последующих продольных перемещений трубопровода в процессе эксплуатации.

          Расчетные величины продольных смещений хомутов (монтажные смещения), принимаемые при закреплении, следует определять в зависимости от максимального повышения температуры стенок труб (положительной температуры эксплуатации), внутреннего давления (удлинения трубопровода), температуры, при которой производится замыкание монтажного стыка, и расстояния между каждой конкретной подвижной и неподвижной опорами.


           

      1. Прокладка трубопроводов в многолетнемерзлых грунтах

        1. На участках, где возможно развитие мерзлотных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания в соответствии с требованиями СНиП 1102-96 [9].

        2. Выбор принципа использования ММГ как оснований должен проводиться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88 [10], с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геокриологических условий и свойств грунтов основания и мероприятий по охране окружающей среды.

          Выбранный принцип использования ММГ, способ прокладки и конструктивные решения должны обеспечивать работоспособность и ремонтопригодность трубопроводов в течение всего периода эксплуатации.

        3. При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативность должен производиться с учетом дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением грунтов.

        4. При прокладке трубопроводов с использованием грунтового основания по II принципу в соответствии со СНиП 2.02.04-88 [10] при расчете трубопроводов на прочность и устойчивость должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.

        5. Категории трубопроводов, прокладываемых на ММГ, должны приниматься в зависимости от категории просадочности ММГ при оттаивании и способа прокладки трубопроводов в соответствии с таблицей 8.

        6. Категории просадочности однородных грунтов должны приниматься в зависимости от относительной осадки грунта при оттаивании в соответствии с таблицей 9. При отсутствии характеристики относительной осадки грунта допускается принимать категорию просадочности грунта в зависимости от величины суммарной влажности грунтов по таблице 9.

          Т а б л и ц а 8 – Категории участков трубопроводов, прокладываемых на многолетнемерзлых грунтах


           


           

          Категория просадочности

          Категории участков

          газопроводов при прокладке

          нефтепроводов при прокладке

          водоводов при прокладке

          подземной

          надземной

          подземной

          надземной

          подземной

          надземной

          I–II

          Н

          Н

          Н

          Н

          Н

          Н

          III

          С

          Н

          С

          Н

          С

          Н

          IV

          С

          С

          С

          С

          С

          С

          V

          С

          С

          С

          С


           

          Т а б л и ц а 9 – Категории просадочности грунтов


           


           

          Наименование грунта по просадочности


           

          Категория просадочных однородных грунтов


           

          Относительная осадка при оттаивании

          Суммарная влажность грунта, дол. ед.


           

          Наиболее часто встречается

          в зоне


           

          песок мелкозернистый


           

          песок пылеватый, супесь легкая


           

          супесь, суглинок, глина


           

          торф, заторфованный грунт


           

          Непросадочный (без ледяных включений)


           

          I


           

          0,00–0,01


           

          Менее 0,18


           

          Менее 0,20


           

          Менее 0,20


           


           

          Островного распространения ММГ

          О к о н ч а н и е т а б л и ц ы 9


           


           

          Наименование грунта по просадочности


           

          Категория просадочных однородных грунтов


           

          Относительная осадка при оттаивании

          Суммарная влажность грунта, дол. ед.


           

          Наиболее часто встречается

          в зоне


           

          песок мелкозернистый


           

          песок пылеватый, супесь легкая


           

          супесь, суглинок, глина


           

          торф, заторфованный грунт


           

          Малопросадочный (малольдистый)


           

          II


           

          0,01-0,10


           

          0,18-0,25


           

          0,20-0,40


           

          0,20-0,40


           

          Менее 2


           

          Островного и массивноостровного распространения


           

          Просадочный (льдистый)


           

          III


           

          0,10-0,4**


           

          Более 0,25


           

          Более 0,40


           

          0,4-1,10


           

          2,0-12,0


           

          Прерывистого распространения ММГ


           

          Сильнопросадочный (сильнольдистый)


           

          IV


           

          0,4-0,60**


           


           


           

          Более 1,10


           

          Более 12


           

          Сплошного распространения ММГ

          Чрезмерно просадочный (с крупными включениями подземного льда)


           

          V


           

          Более 0,60**


           


           


           

          Более 1,10*


           

          Более 12


           

          Сплошного распространения ММГ

          *Влажность грунта между крупными ледяными включениями.

          **Для минерального грунта просадочность без нагрузки, для торфа – под нагрузкой 0,04 МПа.


           

        7. При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° должны предусматриваться срезка или подсыпка грунта и устройство полок. При этом срезку ММГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ММГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.

        8. Для подземных трубопроводов в зоне распространения ММГ следует применять (на основании соответствующих расчетов) теплоизоляцию трубопровода, термостабилизацию грунтов и другие мероприятия.

        9. При прокладке промысловых трубопроводов на свайных основаниях проектом необходимо предусматривать выполнение мероприятий, препятствующих пучению и просадке свай.

        10. В местах сопряжения надземных участков трубопроводов с подземными участками (воздушные переходы, надземные компенсаторы, выходы шлейфов с куста скважин и др.) следует предусматривать установку регулируемых опор.

        11. Высоту регулируемых опор следует принимать достаточной для исключения попадания грунта на регулирующие узлы при таянии снегов, паводках, образовании оползней.

        12. Необходимость устройства подземных опор на свайном основании, в подземных газопроводах, прокладываемых в районах распространения ММГ, определяется при проектировании в зависимости от возможного прогнозируемого растепления грунта.


     

      1. Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах

        1. Прокладка подземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочности должна осуществляться с учетом требований СНиП 2.02.01-83* [11].

          Для грунтов I типа просадочности прокладка трубопроводов должна вестись как в непросадочных грунтах.

          П р и м е ч а н и е – Тип просадочности и величина возможной просадки грунтов должна определяться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83* [11].


           

        2. При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

        3. Для уменьшения напряжения в трубопроводе при его непрерывных осадках должны предусматриваться специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замена грунта, укладка трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопровода, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладка по типу «труба в трубе» и др.

        4. При пересечении участков пучинистых грунтов расчет «холодных» трубопроводов должен производиться путем определения размеров зоны промерзания вокруг трубопровода, параметров пучения в зависимости от положения фронта промерзания и оценки прочности и устойчивости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.

        5. Для уменьшения воздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры должны предусматриваться мероприятия: замена грунта, устройство компенсационных участков, техническая мелиорация грунтов, прокладка трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинистых устройств для обеспечения устойчивости положения трубопроводов.

      1. Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

        1. Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью по Шкале MSK-64 [12] свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, должно производиться с учетом сейсмических воздействий.

        2. Сейсмостойкость трубопроводов должна обеспечиваться:

  • выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства;

  • применением рациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий;

  • применением труб из сталей с повышенной пластичностью.

        1. При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

        2. При прохождении участка трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.

          При подземной прокладке трубопровода на таких участках рекомендуется устройство траншеи с пологими откосами и засыпка трубопровода крупнозернистым песком, торфом, установка на трубопровод сжимаемых пористых материалов (скорлуп) и т.д.

        3. Пересечение трубопроводом зон активных тектонических разломов допускается под углом, близким к 90°. При этом следует применять, как правило, надземный способ прокладки.

          Также возможно применение подземной прокладки. При этом необходимо соблюдать определенную (трапецеидальную) форму траншеи с пологими откосами (не менее 1:2), а также применять подсыпку и засыпку толщиной не менее 0,3 м крупнозернистым песком, торфом и т.д. Длина участка пересечения газопроводом активного тектонического разлома принимается равной ширине разлома плюс 100 м в каждую сторону от границ разлома.

        4. На границах пересечений трубопроводом зон активных тектонических разломов возможно применение конструкций для повышения гибкости трубопровода (устройство компенсаторов – упоров).

        5. Конструкции опор надземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.

        6. Для участков прокладки газопроводов в сейсмических районах кроме обычных расчетов на прочность и устойчивость на стадии НУЭ должна быть выполнена проверка в соответствии с требованиями 12.8 для удовлетворения условиям сейсмостойкости.

        7. На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы должна предусматриваться автоматическая система контроля и отключения аварийных участков трубопроводов.


     

    1. Конструктивные требования к переходам трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

      1. Переходы через водные преграды

        1. Переходы трубопроводов через водные преграды могут проектироваться одним из трех способов прокладки:

  • траншейным (открытым) способом с укладкой трубопровода в подводные и береговые траншеи, разработанные землеройной техникой;

  • способом ГНБ, то есть закрытым способом путем протаскивания трубопровода в предварительно пробуренные скважины;

  • надземным (воздушным) способом.

    П р и м е ч а н и я

    1. Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий не допускается.

    2. Место перехода следует согласовывать с соответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами по регулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов и другими заинтересованными организациями.


     

        1. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды должны проектироваться на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды.

        2. Трубопроводы с сероводородсодержащими средами на переходах через водные преграды в русловой части рек и в границах отметок зеркала озер должны прокладываться в кожухе, равнопрочном рабочему трубопроводу, способами, перечисленными в 10.1.1.

        3. Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:

  • для многониточных переходов – участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

  • для однониточных переходов – участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10 %-ной обеспеченности.

        1. Створы переходов через реки должны выбираться на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах траншейным способом, как правило, не допускается ввиду интенсивного заноса траншеи при строительстве.

        2. При выборе створа перехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водотока (водоема) и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.

          При определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет следует производить по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране природы.

        3. Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

          Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла рек, определяемого на основании инженерных изысканий с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

          При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода должно приниматься не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

        4. Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.

          При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в таблице 7, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы и пожарную безопасность переходов.

        5. Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходов газопроводов до указанных объектов должны приниматься по таблице 7, как для подземной прокладки.

        6. При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами должны назначаться исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальное расстояние между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть не менее 30 м для газопроводов диаметром 1400 мм включительно.

          П р и м е ч а н и е – Метанолопроводы и ингибиторопроводы условным диаметром до 100 мм включительно допускается прокладывать на пересечениях водных преград в общих траншеях с соблюдением требований п.п. 8.5–8.6. При этом расстояние между крайними нитками трубопроводов в двух смежных траншеях должно быть не менее 5 м (при одновременном строительстве).

        7. Минимальное расстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части трубопровода.

        8. Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1 %-ной обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями раздела 13.

          Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, то следует предусматривать:

  • на русловом участке перехода – сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечивать надежное их крепление к трубопроводу для укладки трубопровода способом протаскивания по дну;

  • на пойменных участках – одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами.

        1. Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов их разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных

          работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля данного трубопровода.

          Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80* [13].

        2. Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой нагрузки и способов укладки подводного трубопровода.

        3. Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части не допускается.

        4. Запорная арматура, устанавливаемая на подводных переходах трубопроводов, согласно 6.4 должна размещаться на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10 %-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.

        5. Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройства нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

        6. При ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения ее трубопроводом при подземных способах прокладки (траншейный и ГНБ) должна предусматриваться резервная нитка. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

          П р и м е ч а н и я

          1. При ширине заливаемой поймы выше 500 м по уровню горизонта высоких вод 10 %-ной обеспеченности и продолжительности затопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м.

          2. Диаметр резервной нитки определяется проектом.

          3. Допускается предусматривать прокладку перехода через водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии обоснования в проекте.

          4. При необходимости транспортирования по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды шириной менее 75 м с резервной ниткой.


           

        7. При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, должна производиться проверка устойчивости попе-

          речного сечения трубы на действие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода согласно СТО Газпром 2-3.7-050.

        8. Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом изгибной жесткости труб, обеспечивая закрепления перехода против всплытия на береговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

        9. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно Правилам [14] и Правилам [15].

        10. При пересечении водных преград шириной зеркала воды в межень до 1000 м, пересечении водопропускных и водонакопительных каналов, а также в зонах распространения ММГ предпочтительным является способ ГНБ при условии отсутствия на дне преграды следующих геологических структур:

  • гравийно-галечных грунтов (гравия и гальки 30 %);

  • грунтов с включением валунов и булыжника;

  • материковой прочной скалы (доломиты, базальт, диабаз, гранит и т.д.);

  • карстообразующих пород (без предусмотренных проектом мероприятий по исключению или стабилизации карстообразования в зоне пород, примыкающих к проложенному ГНБ трубопроводу);

  • сплошных массивов ММГ.

        1. Проектные отметки верха трубопровода на переходе с использованием ГНБ должны быть более чем на 2 м ниже предельного профиля деформации русла и берегов, при этом прогноз деформаций должен быть составлен на период не менее 100 лет.

        2. При сооружении переходов «труба в трубе» сооружение резервной нитки не требуется.

        3. При параллельной прокладке двух трубопроводов через преграду способом ГНБ расстояние в плане между осями этих трубопроводов должно быть не менее 10 м.


     

      1. Переходы через болота

        1. На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.

          Как исключение, при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов на поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общая устойчивость

          его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток (при параллельной прокладке трубопроводов).

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

        3. Прокладку трубопроводов на болотах следует предусматривать, как правило, прямолинейной с минимальным числом поворотов.

          В местах поворота должны допускаться повороты отводами радиусом не менее 5 DУ, а также упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии с требованиями, изложенными в 9.5.

        4. Участки трубопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки и закрепления.

        5. При закреплении трубопровода анкерными устройствами лопасть анкера должна находиться в грунтах, обеспечивающих надежное закрепление анкера.


     

      1. Подземные переходы трубопроводов через автомобильные и железные дороги

        1. Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях при соответствующем обосновании в выемках дорог.

          Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

        2. Угол пересечения трубопровода с железными и категорированными автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90 °, но не менее 60 °. При соответствующем обосновании пересечения с автомобильными дорогами общего пользования и подъездными дорогами к промышленным предприятиям категорий IV, V, а также с внутренними автомобильными дорогами промышленных предприятий и организаций категорий III-в, IV-в, III-к, IV-к допускается снижение минимального значения угла до 35 °.

        3. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные дороги общей сети, должны прокладываться следующим способом:

  • в защитном кожухе (футляре) из стальных труб;

  • в тоннеле.

        1. Участки газопроводов, прокладываемых на переходах через подъездные железные дороги промышленных предприятий и автомобильные дороги всех категорий с усовер-

          шенствованным покрытием капитального и облегченного типов, могут прокладываться следующим способом:

  • в защитном кожухе (футляре) из стальных труб;

  • в тоннеле;

  • в защитном кожухе (футляре) из стальных труб с устройством теплоизоляции между трубопроводом и футляром на участках транспортирования газа с положительной температурой в районах распространения ММГ.

П р и м е ч а н и е – На участках, указанных в п. 10.3.4, допускается прокладка без устройства защитного кожуха на участках транспортирования газа с отрицательной температурой и в районах распространения ММГ из-за возможности попадания воды в межтрубное пространство и замерзания ее.


 

      1. Категории участков переходов газопроводов через железные и автомобильные дороги следует принимать в соответствии с таблицей 5.

      2. Для участков переходов трубопроводов, выполняемых с устройством защитных кожухов из стальных труб или прокладываемых в тоннеле, внутренний диаметр кожуха или тоннеля должен определяться из условия производства работ и конструкции переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.

        Требования к материалу стальных труб кожухов должны соответствовать СНиП II-23-81 [16] как к стальным конструкциям общего назначения.

        Толщину стенки стальной трубы кожуха следует принимать не менее 1/70 наружного диаметра трубы, но не менее 10 мм.

        Концы кожуха должны выводиться на расстояние:

        • при прокладке трубопровода через железные дороги – с каждой стороны не менее чем на 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений – от крайнего водоотводного сооружения;

        • при прокладке трубопровода через автомобильные дороги – от бровки земляного полотна – 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

          Концы футляров, устанавливаемые на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, IV, V, II-в, III-в, IV-в, II-к, III-к, IV-к категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

      3. Прокладка кабеля связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должна производиться в отдельной трубе с креплением к кожуху с наружной стороны или в защитном кожухе.

      4. На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных кожухов должны иметь уплотнения из диэлектрического материала.

        На одном из концов кожуха или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали в метрах, не менее:

        для железных дорог – от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений – от крайнего водоотводного сооружения .................. 50;

        для автомобильных дорог – от подошвы земляного полотна 25.

        Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.

      5. Заглубление участков переходов трубопроводов с устройством защитных кожухов должно составлять:

        • для переходов под железными дорогами общего пользования – расстояние по вертикали от верха защитной трубы (канала, тоннеля) до подошвы рельса принимается не менее 2 м, а при устройстве перехода методом прокола – 3 м;

        • для переходов под автомобильными дорогами всех категорий – не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного кожуха, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,5 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

      6. Для участков переходов трубопроводов через железные дороги промышленных предприятий и автомобильные дороги с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, выполняемых без устройства защитных кожухов, следует:

        • заглубление трубопровода принимать равным не менее 1,7 м от подошвы насыпи до верха трубопровода;

        • предусмотреть защиту трубопровода от падения транспортных средств путем укладки железобетонных плит над трубопроводом на расстоянии не менее 15 м от подошвы земляного полотна дороги. В поперечном направлении размер плит должен быть не менее 3DУ трубопровода. На этих участках бетонные плиты следует уложить на глубине 0,5 м и засыпать грунтом до уровня верха траншеи.

      7. Расстояние между параллельными трубопроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке трубопроводов.

      8. Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.

      9. Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в метрах в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься:

        • до стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог.......................... 10;

        • стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах ................ 20;

        • труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах 30.

      10. Участки трубопроводов, прокладываемые на переходах (без устройства кожухов) через автомобильные дороги с покрытиями переходного и низшего типов, а также без покрытия, которые не планируются к повышению категорийности на перспективу до 20 лет, а также полевые дороги должны быть защищены укладкой железобетонных дорожных плит. В поперечном направлении размер плит должен быть не менее 3DУтрубопровода.

        Плиты должны быть уложены:

        • по верху автомобильной дороги на длине по 10 м в каждую сторону от оси трубопровода;

        • над участками трубопровода на длине 10 м в обе стороны от подошвы насыпи или бровки земляного полотна дороги. На этих участках бетонные плиты следует уложить на глубине 0,5 м и засыпать грунтом до уровня верха траншеи.

      11. Положение трубопровода в кожухе (футляре) должно быть зафиксировано по всей длине перехода опорно-центрирующими устройствами с диэлектрическим покрытием, обеспечивающими сохранность изоляционного покрытия труб.

      12. При прокладке в кожухе трубопровода с положительной температурой транспортируемого продукта в районе распространения ММГ необходимо предусматривать мероприятия, исключающие растепление грунта (теплоизоляция кожуха, устройство двух вытяжных свечей, термостабилизаторы и др.).

      13. Необходимо предусмотреть возможность отвода из полости кожуха транспортируемого продукта при разрыве рабочего трубопровода и образования утечек внутри кожуха.

      14. Тоннельная прокладка проходного и непроходного типов проектируется на переходах, на которые распространяются ограничения по применению способа ГНБ.

      15. При проектировании и строительстве переходов трубопроводов в тоннелях следует избегать участков пересечений активных тектонических разломов.

      16. Тип тоннеля для прокладки переходов трубопроводов (проходной, непроходной) и его конструктивные параметры должны определяться проектной организацией в зависимости от характера пересекаемой преграды, диаметра и числа прокладываемых в тоннеле ниток трубопроводов.

  1. Нагрузки и воздействия

    1. Общие требования

      1. Нагрузки и воздействия, которые необходимо учитывать при проверке прочности трубопровода, классифицируются следующим образом:

        • функциональные;

        • природные;

        • строительные;

        • случайные.


           

    2. Функциональные нагрузки

      Функциональные нагрузки – это нагрузки, обусловленные процессом эксплуатации трубопровода. При определении функциональных нагрузок следует учитывать следующие факторы:

      • внутреннее давление;

      • температурные воздействия;

      • весовые нагрузки;

      • упругий изгиб трубопровода.

        1. Внутреннее давление

          1. Под рабочим давлением в соответствии с ГОСТ 14249 следует понимать наибольшее внутреннее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода (нормальное протекание рабочего процесса).

          2. Под расчетным давлением для элементов трубопровода следует понимать давление, на которое проводится их расчет на прочность. Расчетное давление соответствует давлению настройки (начала открывания) предохранительного клапана.

          3. В качестве расчетного давления в трубопроводе следует принимать давление Pd,

            МПа, вычисляемое по формуле

            Pd kpp, (11.1)

            где – рабочее давление, МПа;

            kp – коэффициент надежности по внутреннему давлению.

          4. Значение коэффициента надежности по внутреннему давлению kзависит от транспортируемого продукта и системы регулирования внутреннего давления. При отсутствии соответствующих обоснований значение коэффициента надежности по внутреннему давлению следует принимать равным для трубопроводов, транспортирующих:

      • газообразные продукты: kp = 1,10;

      • жидкие продукты: kp = 1,15.

          1. В настоящем стандарте применяется понятие «испытательное давление». Рассматриваются следующие испытательные давления:

      • заводское испытательное давление Pf – давление гидравлического испытания труб на заводе в соответствии с требованиями нормативных документов на изготовление труб. Рассматривается давление без учета осевого подпора;

      • испытательное давление в верхней точке испытываемого участка трубопровода Pt.p.;

      • испытательное давление в нижней точке испытываемого участка трубопровода Pb.p..

          1. Испытательное давление в верхней точке испытываемого участка трубопровода Pt.p., МПа, вычисляется по формуле

Pt.p. ktp, (11.2)

где kt – коэффициент испытательного давления, равный:

  • при гидравлических испытаниях: 1,1, 1,25 и 1,50 для участков трубопроводов категорий Н, С и В, соответственно;

  • при пневматических испытаниях: 1,1 – для участков трубопроводов категории Н; 1,25 – для участков трубопроводов категорий С и В.

    – рабочее давление, МПа.

    Испытательное давление в нижней точке испытываемого участка трубопровода Pb.p. равно сумме испытательного давления в верхней точке участка и приращения давления, зависящего от перепада высот между верхней и нижней точками участка, а также от плотности используемой испытательной среды.


     

      1. Температурные воздействия

        1. Температурные воздействия обусловливаются разностью между максимальной (минимальной) температурой стенки трубопровода во время эксплуатации и минимальной (максимальной) температурой трубопровода при его укладке и засыпке.

        2. Температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е. когда фиксируется положение статически неопределимой системы). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков различных категорий.

        3. Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого газа, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

          Принятые в расчете максимальная и минимальная температуры, при которых фиксируется расчетная схема трубопровода, максимально и минимально допустимая температура продукта, должны указываться в проекте.

        4. При расчете трубопровода на прочность и устойчивость и выборе типа изоляции следует учитывать температуру продукта, поступающего в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортировки.


     

      1. Весовые нагрузки

        1. Весовые нагрузки определяются с учетом веса труб, транспортируемого продукта, противокоррозионного, теплоизоляционного и утяжеляющего покрытий, а также веса грунта засыпки.

        2. Погонная весовая нагрузка, Н/м, определяются следующими зависимостями для:

  • собственного веса трубы qwgt:


     

    qwgt = 7,85 103 Ag; (11.3)

  • веса изоляционного (противокоррозионного) покрытия qins:


     

    image

    image (11.4)

    Dins + 2tins; (11.5)

  • веса теплоизоляционного слоя qt.p.:


     

    image (11.6)

    Dt.p. + 2tins + 2tt.p.; (11.7)

  • веса газообразного продукта qgas:

image

image (11.8)

Di – 2tnom(11.9)

Для природного газа допускается вычислять погонный вес по приближенной формуле


 

–4

qgas = 10

Pd image (11.10)

image

image

  • вес жидкого продукта:


     

    (11.11)


     

  • выталкивающей силы воды qw для полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды:

    image

    image

    (11.12)


     

    где – площадь поперечного сечения трубы (стали), м2;

    – ускорение свободного падения, м/с2;

    – диаметр трубопровода наружный, м;

    Dins – диаметр трубопровода с учетом слоя изоляционного (противокоррозионного) покрытия, м;

    ins – плотность изоляционного покрытия, кг/м3tins – толщина слоя изоляционного покрытия, м; tt.p. – толщина слоя теплоизоляции, м;

    Dt.p. – диаметр трубопровода с учетом слоев изоляционного покрытия и теплоизоляции, м;

    t.p. – плотность теплоизоляционного материала, кг/м3;

    Pd – расчетное давление, МПа;

    R– газовая постоянная (Дж/кгК);

    – коэффициент сжимаемости газа;

    Tg – температура (абсолютная) газа, К;

    Di – внутренний диаметр трубопровода, м;

    tno– толщина стенки трубы номинальная, м;

    liq – плотность конденсата, кг/м3;

    Dlin – наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

    – плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3.


     

      1. Упругий изгиб трубопровода

        1. Упругий изгиб трубопровода, при необходимости, задается в проекте с указанием минимального радиуса изгиба. Напряжения от упругого изгиба учитываются при проверке прочности газопровода.

        2. Нагрузки, возникающие при пропуске ВТУ по надземным трубопроводам, следует также относить к функциональным. Для надземных трубопроводов, подвергающихся пропуску ВТУ, следует дополнительно производить расчет на динамические воздействия от ВТУ.

      1. Природные нагрузки

        1. К природным (и техногенным) относятся нагрузки, обусловленные внешними факторами, за исключением случаев, когда нагрузки должны быть отнесены к функциональным или к случайным ввиду малой вероятности их возникновения:

  • грунтовые, вызванные пучением и просадками грунта или неравномерной осадкой, оползнями и др.;

  • нагрузки от ветра, снега или обледенения (для надземных трубопроводов);

  • нагрузки от автомобильного и железнодорожного транспорта;

  • нагрузки от возможного смещения конструкций трубопровода.

        1. Ветровую нагрузку на надземные трубопроводы image Н/м, следует вычислять как горизонтальную погонную нагрузку от статического действия ветра по формуле

          image (11.13)


           

          где wm и wp – нормативные значения соответственно средней и пульсационной составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемые согласно 6.3 и 6.7 СНиП 2.01.07-85 [17], а используемое при этом нормативное значение ветрового давления wo следует принимать по таблице 5 этих же норм в зависимости от ветрового района;

          Dt.p. – диаметр трубопровода с учетом слоев изоляционного покрытия и теплоизоляции (м), вычисляемый по формуле (11.7).

        2. Погонную вертикальную нагрузку на надземный трубопровод от веса снега или обледенения qs.i., Н/м, следует вычислять по формуле

    qs.i. max {qs qi }, (11.14)

    где qs – погонная нагрузка от снега, Н/м;

    qi – погонная нагрузка от обледенения, Н/м. Нагрузка от снега qs, Н/м, вычисляется по фор