СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* (с Изменением N 1)

6.2.1 Магистральные нефтепроводы:

• класс I - при номинальном диаметре свыше 1000 до 1200 включительно;

• класс II - то же, свыше 500 до 1000 включительно;

• класс III - то же, свыше 300 до 500 включительно;

• класс IV - 300 и менее.

6.2.2 Магистральные нефтепродуктопроводы:

• класс II - при номинальном диаметре свыше 500 до 700 включительно;

• класс III - то же, свыше 300 до 500 включительно;

• класс IV - 300 и менее.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

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

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

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

  на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений на расстоянии не менее:

  газопровода номинальным диаметром DN 1400	1000 м;
  газопровода номинальным диаметром менее DN 1400 до DN 1000 включ.	750 м;
  газопровода номинальным диаметром менее DN 1000	500 м
  	(охранные краны)

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

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

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

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

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

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

Примечания.

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

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

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

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

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

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

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

8.2.6 Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5-2 ч. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.

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

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

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

Расстояние до продувочных свечей на магистральных газопроводах от крайних неотклоненных проводов воздушной линии электропередачи высокого напряжения, следует принимать не менее 300 м. На участках стесненной трассы воздушной линии электропередачи высокого напряжения это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных воздушных линий электропередачи высокого напряжения, располагаемых как на общих, так и на раздельных опорах.

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

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

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

8.2.9 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

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

8.2.11 Запорная арматура, устанавливаемая на переходах через водные преграды:

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

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

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

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

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

9.1.3 Ширину траншеи понизу следует назначать не менее:

+300 мм - для трубопроводов номинальным диаметром до 700;

1,5 - для трубопроводов номинальным диаметром 700 и более.

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

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

9.1.4 При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°.

Пересечения трубопроводов с другими сетями инженерно-технического обеспечения (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СП 18.13330.

При пересечении с водопроводами питьевого назначения водопроводы питьевого назначения должны располагаться выше магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Допускается располагать магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы выше трубопроводов, транспортирующих воду питьевого назначения, при условии прокладки водопроводов питьевого назначения в защитных футлярах, при этом концы футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м.

9.1.5 Для трубопроводов номинальным диаметром 1000 и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние следует срезать до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного трубопровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т.д.).

При проектировании трубопроводов номинальным диаметром 700 и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.

9.1.6 При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. При применении в скальных и мерзлых грунтах взрывного способа рыхления подсыпка из мягких грунтов должна быть толщиной не менее 20 см над выступающими частями основания под трубопроводы, при этом применяемый грунт не должен содержать мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 5 см в поперечнике.

Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или при засыпке с применением специальных устройств.

9.1.7 Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения грунтов типа II просадочности необходимо выполнять с учетом требований СП 22.13330.

Для грунтов I типа просадочности проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов.

Примечание - Тип просадочности и величину возможной просадки грунтов следует определять в соответствии с требованиями СП 22.13330.

9.1.8 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.

9.1.9 При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.

9.1.10 При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

9.1.11 При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию трубопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

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

9.1.13 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 отверстия.

9.2.1 В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом местности следует предусматривать прокладку трубопровода в долинах рек вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивых и крутых склонов, а также районов селевых потоков.

9.2.2 В оползневых районах при малой толщине сползающего слоя грунта следует предусматривать подземную прокладку с заглублением трубопровода ниже плоскости скольжения.

Оползневые участки большой протяженности следует обходить выше оползневого склона.

9.2.3 При пересечении селей следует применять, как правило, надземную прокладку.

При подземной прокладке через селевой поток или конус выноса укладку трубопровода следует предусматривать на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла при 5% обеспеченности. При пересечении конусов выноса укладка трубопровода предусматривается по кривой, огибающей внешнюю поверхность конуса на глубине ниже возможного размыва в пределах блуждания русел.

Выбор типа прокладки трубопроводов и проектных решений по их защите при пересечении селевых потоков следует осуществлять с учетом обеспечения надежности трубопроводов и технико-экономических расчетов.

Для защиты трубопроводов при прокладке их в указанных районах могут предусматриваться уполаживание склонов, водозащитные устройства, дренирование подземных вод, сооружение подпорных стен, контрфорсов.

9.2.4 При проектировании трубопроводов, укладка которых должна производиться на косогорах с поперечным уклоном 8-11°, необходимо предусматривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы (полки).

Устройство полки в этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки насыпи непосредственно на косогоре.

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

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

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

,                                                 (1)

где - угол наклона косогора, град.;     

- угол внутреннего трения грунта насыпи, град.;

- коэффициент запаса устойчивости насыпи против сползания, принимаемый равным 1,4.

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

9.2.6 Траншея для укладки трубопровода должна предусматриваться в материковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии, обеспечивающем нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностных вод у подошвы откоса, как правило, следует предусматривать кювет с продольным уклоном не менее 0,2%. В этом случае полке откоса придают уклон 2% в обе стороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее 2% в сторону откоса.

Ширина полки должна назначаться из условия производства работ, возможности устройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны трубопровода, а также с учетом местных условий.

При прокладке в горной местности двух параллельных ниток трубопроводов и более следует предусматривать раздельные полки или укладку ниток на одной полке. Расстояние между осями газопроводов, укладываемых по полкам, определяется проектной документацией по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора.

При укладке на одной полке двух нефтепроводов и более или нефтепродуктопроводов расстояние между нитками может быть уменьшено при соответствующем обосновании до 3 м. При этом все трубопроводы должны быть отнесены к категории II.

Допускается прокладка двух нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) класса IV в одной траншее.

9.2.7 При проектировании трубопроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать срезку грунта на ширине 8-12 м с обеспечением уклона 2% в одну или в обе стороны.

При прокладке вдоль трубопроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.

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

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

9.3.1 Проектирование трубопроводов, предназначенных для строительства на территориях, где проводится или планируется проведение горных выработок, следует осуществлять в соответствии с требованиями СП 21.13330 и настоящим сводом правил.

Воздействие деформации земной поверхности на трубопроводы должно учитываться при расчете трубопроводов на прочность в соответствии с требованиями раздела 12.

9.3.2 Строительство трубопроводов допускается осуществлять в любых горно-геологических условиях, имеющих место на подрабатываемых территориях.

Трасса трубопроводов на подрабатываемых территориях должна быть увязана с планами производства горных работ и предусматриваться преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также по территориям, подработка которых намечается на более позднее время.

9.3.3 Пересечение шахтных полей трубопроводами следует предусматривать:

• на пологопадающих пластах - вкрест простирания;

• на крутопадающих пластах - по простиранию пласта.

9.3.4 Конструктивные мероприятия по защите подземных трубопроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатам расчета трубопроводов на прочность и осуществляться путем увеличения деформативной способности трубопроводов в продольном направлении за счет применения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом. Расстояния между компенсаторами устанавливают расчетом в соответствии с разделом 12.

9.3.5 Подземные трубопроводы, пересекающие растянутую зону мульды сдвижения, должны проектироваться как участки категории I.

9.3.6 Надземную прокладку трубопроводов с учетом требований раздела 11 следует предусматривать, если по данным расчета напряжения в подземных трубопроводах не соответствуют требованиям раздела 12, а увеличение деформативности трубопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Надземную прокладку следует предусматривать также на участках трассы, где по данным горно-геологического обоснования возможно образование на земной поверхности провалов, на переходах через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, проложенные в выемках.

9.3.7 На трубопроводах на участках пересечения их с местами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, следует предусматривать установку компенсаторов независимо от срока проведения горных работ.

9.3.8 Крепление к трубопроводу элементов электрохимической защиты должно быть податливым, обеспечивающим их сохранность в процессе деформации земной поверхности.

9.4.1 Проектирование линейной части трубопроводов и ответвлений от них, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, необходимо выполнять с учетом сейсмических воздействий.

9.4.2 Сейсмостойкость трубопроводов должна обеспечиваться:

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

• применением рациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий;

• дополнительным запасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивости трубопроводов.

9.4.3 При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорных участков, участков с неустойчивыми и просадочными грунтами, территорий горных выработок и активных тектонических разломов, а также участков, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

Прокладка трубопроводов в перечисленных условиях может быть осуществлена в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании. При этом в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода.

9.4.4 Все монтажные сварные соединения трубопроводов, прокладываемых в районах с сейсмичностью согласно 9.4.1, должны подвергаться радиографическому контролю вне зависимости от категории трубопровода или его участка.

9.4.5 Не допускается жесткое соединение трубопроводов со стенами зданий, сооружениями и оборудованием.

В случае необходимости таких соединений следует предусматривать устройство криволинейных вставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способность которых должны устанавливаться расчетом.

Ввод трубопровода в здания (в компрессорные, насосные и т.д.) следует осуществлять через проем, размеры которого должны превышать наружный диаметр трубопровода не менее чем на 200 мм.

9.4.6 При пересечении трубопроводом участков 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 и т.д.

9.4.7 При прокладке трубопровода через зоны активных тектонических разломов возможность сохранения способа прокладки, принятого на прилегающих к разлому участках, должна быть обоснована расчетом на сейсмопрочность при воздействии на трубопровод смещающихся берегов разлома. При этом в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода.

9.4.8 При подземной прокладке трубопровода грунтовое основание трубопровода должно быть уплотнено.

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

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

9.4.11 На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы следует предусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков трубопровода.

9.4.12 Для трубопроводов номинальным диаметром свыше 1000, а также в районах переходов трубопроводов через реки и другие препятствия необходимо предусматривать установку инженерно-сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

9.5.1 Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах многолетнемерзлых грунтов, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование для условий многолетнемерзлых грунтов, с учетом требований настоящего свода правил.

9.5.2 Для трассы трубопровода должны выбираться наиболее благоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом отношении участки по материалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.

9.5.3 Выбор трассы для трубопровода и площадок для его объектов должен проводиться на основе:

• мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:100000;

• схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;

• карт относительной осадки грунтов при оттаивании;

• карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

9.5.4 На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов в соответствии с требованиями СП 47.13330.

9.5.5 В зависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания должны рассматриваться следующие принципы использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания трубопровода:

• принцип I - многолетнемерзлые грунты основания используются в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего периода эксплуатации трубопровода;

• принцип II - многолетнемерзлые грунты основания используются в оттаянном или оттаивающем состоянии (с их предварительным оттаиванием на расчетную глубину до начала возведения трубопровода или с допущением их оттаивания в период эксплуатации трубопровода).

Трубопроводы при использовании их по принципу II необходимо рассчитывать на просадки и пучения.

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

9.5.7 Регулирование теплового взаимодействия газопровода с многолетнемерзлыми и талыми грунтами должно производиться за счет охлаждения газа в пределах, определяемых теплотехническим расчетом.

9.5.8 Способ прокладки выбирается в зависимости от температуры и физических свойств грунта. При чередовании просадочных многолетнемерзлых грунтов и талых грунтов целесообразно выполнять объединение участков до 5 км и более с устройством надземной прокладки.

9.5.9 На отдельных участках трассы трубопровода допускается:

• оттаивание в процессе эксплуатации малольдистых многолетнемерзлых грунтов, если оно не сопровождается карстовыми процессами и потерей несущей способности трубопровода;

• промерзание талых непучинистых грунтов при транспортировании газа с отрицательной температурой.

9.5.10 На участках просадочных грунтов небольшой протяженности должны предусматриваться мероприятия, снижающие тепловое воздействие трубопровода на грунты и обеспечивающие восстановление многолетней мерзлоты в зимний период.

9.5.11 Глубину прокладки подземного трубопровода определяют принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

9.5.12 Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли необходимо принимать в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия трубопровода, но не менее 0,5 м и не менее, чем на 0,5 м выше максимального уровня снегового покрова.

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

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

10.1.2 Прокладка переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия должна выполняться траншейным и бестраншейным способами: методами наклонно-направленного бурения, микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки, "труба в трубе", надземной прокладкой.

Выбор способа прокладки должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.

10.2.1 Подводные переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать 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 и требований по охране рыбных ресурсов.

Примечания.

10.2.2 Створы переходов через реки следует выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода, как правило, предусматривают перпендикулярным к динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

10.2.3 Выбор створа перехода трубопровода проводят с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.

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

10.2.4 Прокладка переходов через водные преграды должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величину заглубления устанавливают с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании перехода через водную преграду должна назначаться не менее чем на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, 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, величину заглубления трубопровода принимают не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

Допускается прокладка трубопровода по дну водной преграды. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие его надежность при эксплуатации.

10.2.5 Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать 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.

Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует располагать выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в таблице 4, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.2.6 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 4 как для подземной прокладки.

10.2.7 При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами следует назначать 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. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть:

• не менее 30 м для газопроводов номинальным диаметром до 1000 включительно;

• 50 м для газопроводов номинальным диаметром свыше 1000.

На многониточном переходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных трубопроводов (основных ниток) и одного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных ниток трубопроводов в одной траншее. Расстояние между параллельными нитками, прокладываемыми в одной общей траншее, и ширина траншеи назначаются в проектной документации, исходя из условий производства работ по устройству подводной траншеи и возможности укладки в нее трубопровода.

10.2.8 Минимальные расстояния между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части магистрального трубопровода.

10.2.9 Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1%-ной обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с требованиями раздела 12.

10.2.10 Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условий прокладки кабеля данного трубопровода.

Крутизну откосов подводных траншей следует назначать по СП 86.13330.

10.2.11 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 пригрузки и способа укладки подводного трубопровода.

10.2.12 Гнутые отводы в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях.

Примечание - Гнутые отводы на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков или находиться под защитой специального крепления берегов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.2.13 Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах трубопроводов, по 8.2.1 следует размещать на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.

На берегах горных рек отключающую арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспеченности.

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

10.2.15 При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливают в проектной документации.

Примечания.

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

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

10.2.18 На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно "Правилам плавания по внутренним водным путям Российской Федерации" [4] и "Правилам охраны магистральных трубопроводов" [2].

10.2.19 На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов.

Как исключение, допускается укладка трубопроводов по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должны быть обеспечены прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

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

(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.2.21 Прокладку трубопроводов на болотах следует предусматривать с минимальным числом поворотов.

В местах поворота следует применять упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии с требованиями раздела 11.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.2.22 Укладку трубопроводов при переходе через болота в зависимости от мощности торфяного слоя и водного режима следует предусматривать непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.

Допускается прокладка трубопроводов в насыпях с равномерной передачей нагрузки на поверхность торфа путем устройства выстилки из мелколесья. Выстилка должна покрываться слоем местного или привозного грунта толщиной не менее 25 см, по которому укладывается трубопровод.

10.2.23 Размеры насыпи при укладке в ней трубопровода номинальным диаметром свыше 700 с расчетным перепадом положительных температур на данном участке следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий.

10.2.24 Наименьшие размеры насыпи должны приниматься:

• толщина слоя грунта над трубопроводом - не менее 0,8 м с учетом уплотнения грунта в результате осадки;

• ширина насыпи поверху - 1,5 номинального диаметра трубопровода, но не менее 1,5 м;

• откосы насыпи - в зависимости от свойств грунта, но не менее 1:1,25.

10.2.25 В случае использования для устройства насыпи торфа со степенью разложения органического вещества менее 30% необходимо предусматривать защитную минеральную обсыпку поверх торфа толщиной 20 см.

Насыпь из торфа и минерального грунта для защиты от размыва и выветривания должна быть укреплена. Материалы и способы укрепления насыпи устанавливаются проектной документацией.

10.2.26 При проектировании насыпи должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Прилегающие откосы и дно водопропускных сооружений должны быть укреплены.

Количество и размеры водопропускных сооружений определяют расчетом с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.

10.2.27 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 (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта, анкера и др.).

10.2.28 При закреплении трубопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лесса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин.

10.2.29 (Исключен, Изм. N 1).

10.3.1 Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях - в выемках дорог.

Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть 90°. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

При прокладке в стесненных условиях, допускается угол пересечения трубопровода не менее 60°. При этом категория участков трубопровода в пределах расстояний, указанных в таблице 4, примыкающих к переходам (см. перечисление е ) пункта 3 таблицы 3), должна быть не ниже категории переходов.

Угол пересечения магистральных трубопроводов с некатегорийными дорогами (лесные, полевые и т.п.) не нормируется.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.3.2 Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется условием производства работ и конструкцией переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

1. а) при прокладке трубопровода через железные дороги:

   • от осей крайних путей - 50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м - от бровки откоса выемки;

   • от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) - 3 м;

2. б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги: от бровки земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м - от подошвы насыпи.

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

Кабель связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги прокладывают в защитном футляре или отдельно в трубах.

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

На одном из концов футляра или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

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

10.3.4 Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины следует принимать до верхней образующей трубопровода.

Заглубление участков трубопровода под автомобильными дорогами на территории КС, НПС и ПС принимают в соответствии с требованиями СП 18.13330.

10.3.5 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 линейной части магистральных трубопроводов.

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

10.3.7 Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м, не более:

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

• для стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах - 20 м;

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

12.1.1 Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по стандартам на трубы.

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

,                                                         (2)

     
,                                                        (3)

где - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1;

, - коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам 10 и 11;

- коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по таблице 12.

Таблица 10

Таблица 11

Таблица 12

12.1.3 Основные физические характеристики стали для труб следует принимать по таблице 13.

Таблица 13

12.1.4 Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

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

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

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Таблица 14

12.2.2 При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

12.2.3 Рабочее (нормативное) давление определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования. При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

12.2.4 Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

,                                       (4)

где - плотность газа, кг/м (при 0 °С , 1013 гПа);     

- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с;

- абсолютное давление газа в газопроводе, МПа;

- внутренний диаметр трубы, см;

- коэффициент сжимаемости газа;

- абсолютная температура, К (, где - температура газа, °С).

Для природного газа допускается принимать

,                                                (5)

где - рабочее (нормативное) давление, МПа;     

- обозначение то же, что в формуле (4).

Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

,                                         (6)

где - плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м;     

, - обозначения те же, что в формуле (4).

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

,                                                 (7)

где - толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СП 20.13330;     

- наружный диаметр трубы, см.

12.2.6 Нормативную снеговую нагрузку , Н/м, на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СП 20.13330.

При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода принимается равным 0,4.

12.2.7 Нормативный 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 статически неопределимая система). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков категорий I, II, III и IV.

12.2.8 Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого продукта, 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 на выходе из КС, НПС и ПС должны указываться в проектной документации.

12.2.9 При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность, устойчивость и при выборе типа изоляции следует учитывать температуру газа, нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортирования продукта.

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

,                                             (8)

где - наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;     

- плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м;

- обозначение то же, что в формуле (4).

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

12.2.11 Нормативную ветровую нагрузку на 1 м трубопровода , Н/м, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле

,                                          (9)

где - нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м, определяемое согласно СП 20.13330;     

- нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/мм*, определяемое согласно СП 20.13330 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;     

_______________
     * Текст документа соответствует оригинала. Следует читать Н/м . - Примечание изготовителя базы данных.

- обозначение то же, что в формуле (8).

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

12.2.13 Обвязочные трубопроводы КС, НПС, ПС следует дополнительно рассчитывать на динамические нагрузки от пульсации давления, а для надземных трубопроводов, подвергающихся очистке полости, следует дополнительно производить расчет на динамические воздействия от поршней и других очистных устройств.

12.2.14 Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивность возможных землетрясений для различных участков трубопроводов определяется в соответствии с СП 14.13330, по картам сейсмического районирования России и списку населенных пунктов России, расположенных в сейсмических районах, с учетом данных сейсмомикрорайонирования.

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

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

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

12.2.17 При назначении расчетной интенсивности землетрясения для участков трубопровода необходимо учитывать помимо сейсмичности площадки строительства степень ответственности трубопровода, устанавливаемую введением в расчет к коэффициенту надежности по нагрузке коэффициента , принимаемого в соответствии с п.12.7.7 в зависимости от характеристики трубопровода.

12.4.1 Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы следует проверять на прочность, общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

12.4.2 Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

,                                           (11)

     
,                                               (12)

где - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно 12.4.3;     

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (0) принимаемый равным единице, при сжимающих (0) - определяемый по формуле

,                  (13)

где , , - обозначения те же, что в формуле (3);     

- кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле

,                                                   (14)

где - обозначение то же, что в формуле (5);

, - обозначения те же, что в формуле (4).

12.4.3 Максимальные суммарные продольные напряжения , МПа, определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле

,                                (15)

где - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

- коэффициент линейного расширения металла трубы, град;

- переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

- расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;

- обозначение то же, что в формуле (7);

- минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см:

;                                               (16)

     
,                                                 (17)

- интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая определяется по формуле

,                                 (18)

- интенсивность деформаций, определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммой деформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения по формулам

;                                                          (19)

     
;                                              (20)

- коэффициент поперечной деформации в упругой области;

- модуль упругости, МПа.

Увеличение толщины стенки для выполнения условий 12.4.2 должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

Для трубопроводов, прокладываемых в районах горных выработок, дополнительные продольные осевые растягивающие напряжения , МПа, вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок, определяются по формуле

,                                           (21)

где - модуль упругости, МПа;     

- максимальные перемещения трубопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, см, определяются по формуле

;                         (22)

- длина участка деформации трубопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения, см;

- определяется по формуле:

;                                   (23)

- предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода, МПа;

- длина участка однозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемого трубопроводом, см;

- определяется по формуле:

;                                     (24)

- максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой трубопроводом, см;

- номинальная толщина стенки трубы, см;

- перемещение, соответствующее наступлению предельного значения , см.

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

,                                                         (25)

где - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н, определяемое по 12.4.5;

- обозначение то же, что в формуле (2);

- продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

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

12.4.5 Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

В частности, для прямолинейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода , Н, определяется по формуле

,                                (26)

где , , , - обозначения те же, что в формуле (15);

- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа;

- площадь поперечного сечения трубы, см.

12.4.6 Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, следует проверять для отдельных (в зависимости от условий строительства) участков по условию

,                                                    (27)

где - суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, Н;

- суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая массу - собственный вес), Н;

- коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия, принимаемый равным для участков перехода:

Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов расчет балластировки должен проводиться с учетом характеристик участка трубопровода:

• по максимальной расчетной нагрузке, оказываемой трубопроводом (суммарная масса трубопровода и перекачиваемого продукта при =1,05-1,15);

• по минимальной расчетной нагрузке (исключая массу перекачиваемого продукта при =1,03).

При этом должна приниматься максимальная интенсивность балластировки, получаемая по результатам расчета.

В частном случае при укладке трубопровода свободным изгибом при равномерной балластировке по длине величина нормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе , Н/м, определяется по формуле

,               (28)

где - коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным:

• 0,9 - для железобетонных грузов;

• 1,0 - для чугунных грузов;

  - обозначение то же, что в формуле (27);

  - расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, Н/м;

  - расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода, Н/м, определяемая по формулам

  (для выпуклых кривых);                         (29)

       
  (для вогнутых кривых);                          (30)

  - расчетная нагрузка от массы трубы, Н/м;

  - расчетная нагрузка от веса продукта, Н/м, которая учитывается при расчете газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, если в процессе их эксплуатации невозможно опорожнение и замещение продукта воздухом;

  - нормативная объемная масса материала пригрузки, кг/м;

  - плотность воды, принимаемая по данным изыскания (см. 12.2.9), кг/м.

В формулах (29), (30):

- модуль упругости, МПа;

- момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, см;

- угол поворота оси трубопровода, рад;

- минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

12.4.7 Вес засыпки трубопроводов на русловых участках переходов через реки и водохранилища не учитывается. При расчете на устойчивость положения нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, прокладываемых на обводненных участках, удерживающая способность грунта учитывается. При проверке продольной устойчивости трубопровода как сжатого стержня допускается учитывать вес грунта засыпки толщиной 1,0 м при обязательном соблюдении требований 10.2.5 в части заглубления трубопровода в дно не менее 1 м.

12.4.8 Расчетная несущая способность анкерного устройства , Н, определяется по формуле

,                                           (31)

где - количество анкеров в одном анкерном устройстве;

- коэффициент условий работы анкерного устройства, принимаемый равным 1,0 при 1 или при 2 и 3; а при 2 и 13 определяется по формуле

,

- расчетная несущая способность анкера, Н, из условия несущей способности грунта основания, определяемая по формуле

,                                                 (32)

- обозначение то же, что в формуле (7);

- максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, см;

- несущая способность анкера, Н, определяемая расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СП 24.13330;

- коэффициент надежности анкера, принимаемый равным 1,4 (если несущая способность анкера определена расчетом) или 1,25 (если несущая способность анкера определена результатом полевых испытаний статической нагрузкой).

12.5.1 Надземные (открытые) трубопроводы следует проверять на прочность, продольную устойчивость и выносливость (колебания в ветровом потоке).

12.5.2 Проверку на прочность надземных трубопроводов, за исключением случаев, регламентированных 12.5.3, следует производить из условия

,                                                   (33)

где - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно 12.5.4;

- коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (0) принимаемый равным единице, при сжимающих (0) - определяемый по формуле (с учетом примечания к 12.5.3).

;                                  (34)

- расчетное сопротивление, МПа, определяемое по формуле (3). При расчете на выносливость (динамическое воздействие ветра) величина понижается умножением на коэффициент , определяемый по СП 16.13330;

- кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле

,                                              (35)

где - обозначение то же, что в формуле (10);

- обозначение то же, что в формуле (5);

, - обозначения те же, что в формуле (4);

12.5.3 Расчет многопролетных балочных систем надземной прокладки при отсутствии резонансных колебаний трубопровода в ветровом потоке, а также однопролетных прямолинейных переходов без компенсации продольных деформаций допускается производить с соблюдением следующих условий:

от расчетных нагрузок и воздействий

;                                                (36)

     
;              (37)

от нормативных нагрузок и воздействий

,                                           (38)

где - продольные осевые напряжения, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета изгибных напряжений) принимаются положительными при растяжении;     

, - обозначение то же, что в формуле (3);

- абсолютная величина максимальных изгибных напряжений, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета осевых напряжений);

, - обозначение то же, что в формуле (2).

Примечания.

12.5.4 Продольные усилия и изгибающие моменты в балочных, шпренгельных, висячих и арочных надземных трубопроводах следует определять в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как стержень (прямолинейный или криволинейный).

При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет следует выполнять по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.

12.5.5 При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа трубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах трубопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземных трубопроводов должен выполняться с учетом перемещений трубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.

12.5.6 Балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, при этом принимается меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.

12.5.7 Трубопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем с воспринимаемым трубопроводом распором должны быть рассчитаны на продольную устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.

12.5.8 При скоростях ветра, вызывающих колебание трубопровода с частотой, равной частоте собственных колебаний, необходимо выполнять поверочный расчет трубопроводов на резонанс.

Расчетные усилия и перемещения трубопровода при резонансе следует определять как геометрическую сумму резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от других видов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку, соответствующую критическому скоростному напору.

12.5.9 Расчет оснований, фундаментов и самих опор следует производить по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или трубопровода.

12.5.10 Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.

При расчете опор следует учитывать глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации грунта (пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе, и других условий.

12.5.11 Нагрузки на опоры, возникающие от воздействия ветра и изменений длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, должны определяться в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопровода на опорах.

На уклонах местности и участках со слабонесущими грунтами следует применять системы прокладок надземных трубопроводов с неподвижными опорами, испытывающими минимальные нагрузки, например, прокладку змейкой с неподвижными опорами, расположенными в вершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.

12.5.12 Нагрузки на неподвижные ("мертвые") опоры надземных балочных систем трубопроводов следует принимать равными сумме усилий, передаваемых на опору от примыкающих участков трубопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшая из нагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

12.5.13 Продольно-подвижные и свободно-подвижные опоры балочных надземных систем трубопроводов следует рассчитывать на совместное действие вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопровода к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на неподвижные опоры необходимо принимать максимальное значение коэффициента трения.

В прямолинейных балочных системах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможное отклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, следует принимать равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

12.5.14 При расчете опор арочных систем, анкерных опор висячих и других систем следует выполнять расчет на возможность опрокидывания и сдвиг.

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

,                                         (39)

где - расчетные продольные напряжения в компенсаторе от изменения длины трубопровода под действием внутреннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб, МПа;     

- дополнительные продольные напряжения в компенсаторе от изгиба под действием поперечных и продольных нагрузок (усилий) в расчетном сечении компенсатора, МПа, определяемые согласно общим правилам строительной механики;

- обозначение то же, что в формуле (3);

- обозначение то же, что в формуле (35).

Примечание - При расчете компенсаторов на участках трубопроводов, работающих при мало изменяющемся температурном режиме (на линейной части газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов), допускается в формуле (39) вместо расчетного сопротивления принимать нормативное сопротивление .

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

для П-образных по формуле

;                                    (40)

     
; (41)

для Z-образных по формуле

;                                          (42)

     
; (43)

для Г-образных по формуле

;                                         (44)

где - обозначение то же, что в формуле (16);

- обозначение то же, что в формуле (10);

        - вылет компенсатора, см;

- коэффициент увеличения продольных напряжений;

- суммарное продольное перемещение трубопровода в месте примыкания его к компенсатору от воздействия температуры и внутреннего давления, см;

- радиус изгиба оси отвода, см;

        - ширина полки компенсатора, см.

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

;                                                        (45)

     
;                                                        (46)

     
;                                                     (47)

где - номинальная толщина стенки трубы, см     

- средний радиус отвода, см.

12.6.4 Реакция отпора компенсаторов, Н, при продольных перемещениях надземного трубопровода определяется по формулам:

для П- и Z-образных компенсаторов

;                                              (48)

для Г-образных компенсаторов

;                                            (49)

где - момент сопротивления сечения трубы, см;

, , - обозначения те же, что в формуле (40).

12.6.5 Расчетные величины продольных перемещений надземных участков трубопровода следует определять от максимального повышения температуры стенок труб (положительного расчетного температурного перепада) и внутреннего давления (удлинение трубопровода), а также от наибольшего понижения температуры стенок труб (отрицательного температурного перепада) при отсутствии внутреннего давления в трубопроводе (укорочение трубопровода).

12.6.6 С целью уменьшения размеров компенсаторов следует применять предварительную их растяжку или сжатие, при этом на чертежах должны указываться величины растяжки или сжатия в зависимости от температуры, при которой производится сварка замыкающих стыков.

12.7.1 Трубопроводы, прокладываемые в сейсмических районах, независимо от вида прокладки (подземной, наземной или надземной) рассчитываются на основные и особые сочетания нагрузок с учетом сейсмических воздействий в соответствии с СП 14.13330.

12.7.2 Трубопроводы и их элементы, предназначенные для прокладки в сейсмических районах, по 9.4.1, следует рассчитывать:

• на условные статические нагрузки, определяемые с учетом сейсмического воздействия. При этом предельные состояния следует принимать как для трубопроводов, прокладываемых вне сейсмических районов;

• на сейсмические воздействия, получаемые на основании анализа записей сейсмометрических станций (в виде акселерограмм, велосиграмм, сейсмограмм), ранее имевших место землетрясений в районе строительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Величины принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть не менее указанных в таблице 15.

Таблица 15

При расчетах на наиболее опасные сейсмические воздействия допускаются в конструкциях, поддерживающих трубопровод, неупругое деформирование и возникновение остаточных деформаций, локальные повреждения и т.д.

12.7.3 Расчет надземных трубопроводов на опорах следует производить на действие сейсмических сил, направленных:

• вдоль оси трубопровода, при этом определяются величины напряжений в трубопроводе, а также производится проверка конструкций опор на действие горизонтальных сейсмических нагрузок;

• по нормали к продольной оси трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом следует определять величины смещений трубопровода и достаточность длины ригелей, при которой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжения в трубопроводе, а также проверять конструкции опор на действие горизонтальных и вертикальных сейсмических нагрузок.

Дополнительно необходимо проводить поверочный расчет трубопровода на нагрузки, возникающие при взаимном смещении опор.

Сейсмические нагрузки на надземные трубопроводы следует определять согласно СП 14.13330.

12.7.4 Дополнительные напряжения в подземных трубопроводах и трубопроводах, прокладываемых в насыпи, следует определять как результат воздействия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода, вызванной напряженным состоянием грунта.

Расчет подземных трубопроводов и трубопроводов в насыпи на действие сейсмических нагрузок, направленных по нормали к продольной оси трубопровода, не производится.

12.7.5 Напряжения в прямолинейных подземных или наземных (в насыпи) трубопроводах от действия сейсмических сил, направленных вдоль продольной оси трубопровода, следует определять по формуле

,                                (50)

где - коэффициент защемления трубопровода в грунте, определяемый по 12.7.6;     

- коэффициент, учитывающий ответственность трубопровода, определяется по 12.7.7;

- коэффициент повторяемости землетрясений, определяемый по 12.7.8;

- сейсмическое ускорение, см/с, определяемое по данным сейсмического районирования и микрорайонирования с учетом требований 12.7.2;

- обозначение то же, что в формуле (16);

- преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при инженерных изысканиях, с;

- скорость распространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода, см/с, в грунтовом массиве, определяемая при инженерных изысканиях; на стадии разработки проектной документации допускается принимать согласно таблице 16.

Таблица 16

12.7.6 Коэффициент защемления трубопровода в грунте следует определять на основании материалов инженерных изысканий. Для предварительных расчетов его допускается принимать по таблице 16.

При выборе значения коэффициента необходимо учитывать изменения состояния окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.

12.7.7 Коэффициент , учитывающий степень ответственности трубопровода, зависит от характеристики трубопровода и определяется по таблице 17.

Таблица 17

12.7.8 Повторяемость сейсмических воздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территории Российской Федерации в соответствии с СП 14.13330.

Значения коэффициента повторяемости землетрясений следует принимать по таблице 18.

Таблица 18

12.7.9 Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия следует производить согласно требованиям СП 14.13330.

12.8.1 Расчетную толщину стенки деталей (тройников, отводов, переходников и днищ) , см, трубопроводов при действии внутреннего давления следует определять по формуле

.                                       (51)

Толщина стенки основной трубы тройника , см, определяется по формуле (51), а толщина стенки ответвления , см, определяется по формуле

.                                               (52)

Толщина стенки после расточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом , см (толщина свариваемой кромки), определяется из условия:

,                                           (53)

где , - обозначение то же, что в формуле (10);     

- наружный диаметр соединительной детали, см;

- коэффициент несущей способности деталей следует принимать:

• для штампованных отводов - по таблице 19;

• для тройников - по графику, приведенному в приложении А; для конических переходников с углом наклона образующей 12° и выпуклых днищ 1;

  - расчетное сопротивление материала детали (для тройников ), МПа.

, - расчетные сопротивления материала ответвления и магистрали тройника, МПа;

- наружный диаметр ответвления тройника, см;

- наружный диаметр основной трубы тройника, см.

Примечание - Толщину стенки переходников следует рассчитывать по большему диаметру.

Таблица 19

12.8.2 В том случае, когда кроме внутреннего давления тройниковые соединения подвергаются одновременному воздействию изгиба и продольных сил, для предотвращения недопустимых деформаций должно выполняться условие

,                                (54)

где , , - напряжения кольцевое, продольное и касательное в наиболее напряженной точке тройникового соединения соответственно, определяемые от нормативных нагрузок и воздействий;     

- обозначение то же, что в формуле (3).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

14.1.1 При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 31448 и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

14.1.2 Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

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

14.2.2 В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах номинальным диаметром 1000 и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого номинального диаметра, прокладываемых:

• южнее 50° северной широты;

• в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

• в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

• на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе, на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании, в соответствии с таблицами 3 и 4;

• на пересечениях с различными трубопроводами - по 20 м в обе стороны от места пересечения;

• на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

• на участках блуждающих токов;

• на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313 °К (40 °С) и выше;

• на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий;

• на территориях головных насосных станций, нефтеперекачивающих и совмещенных станций, магистральных насосных станций и резервуарного парка.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

14.2.3 Для противокоррозионных покрытий трубопроводов следует применять материалы по ГОСТ Р 51164.

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

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

14.3.3 Контроль лакокрасочных покрытий следует проводить: по толщине - толщиномером, а по сплошности - искровым дефектоскопом.

14.3.4 Толщина стеклоэмалевых покрытий (см. [5]) должна быть не менее 0,5 мм, сплошность - не менее 2 кВ на толщину.

Примечание - Контроль стеклоэмалевых покрытий следует проводить приборами по 14.3.3.

14.3.5 Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 по ГОСТ 5494 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

14.3.6 Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять по СП 16.13330.

14.4.1 В условиях повышенной коррозионной опасности: в грунтах с сопротивлением грунтов до 20 Ом·м, на участках, где не менее 6 мес. в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40 °С и выше и на участках с микробиологической коррозией следует предусматривать резервирование средств электрохимической защиты и дистанционный контроль силы тока защиты, напряжения и параметров коррозионного мониторинга средств электрохимической защиты.

14.4.2 Контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

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

14.4.4 Для контроля за состоянием защиты от коррозии в проектной документации должны быть предусмотрены контрольно-измерительные пункты. Места их установки и требования к конструкционному исполнению определяют по ГОСТ Р 51164.

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

14.4.6 В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.

14.4.7 Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжения.

14.4.8 При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 мм (по меди).

14.4.9 При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.

14.4.10 Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.

14.4.11 На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление - установка катодной защиты - трубопровод следует предусматривать применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

14.4.12 Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществляться по категории II от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

14.4.13 Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 32144.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

14.4.14 Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

14.5.1 Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться электрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.

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

14.5.3 При отсутствии источников электроэнергии на участках, где возможно оттаивание грунта, следует применять вместо катодных станций протяженные протекторы.

14.5.4 Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускается применять на любых участках трубопровода, где грунт находится в талом состоянии.

14.5.5 В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинные анодные заземления.

14.5.6 Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть не менее 10, а глубинных - не менее 20 лет.

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

,                                     (55)

где - минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18 °С (при отсутствии опасности бактериальной коррозии -0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);

- температурный коэффициент потенциала, °С (для температуры грунта от 0 °С до 18 °С 0,003; для температуры грунта от 18 °С до 30 °С 0,01).

;

- температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, °С.

14.5.8 Трубопроводы, температура стенок и грунта вокруг которых в процессе эксплуатации не превышает минус 5 °С, электрохимической защите не подлежат.

17.1.1 Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и других специальных конструкций, изготовленные из спокойных низколегированных сталей.

Трубы бесшовные следует применять по действующим стандартам и другим нормативным документам, утвержденным в установленном порядке, с выполнением при заказе и приемке труб требований, изложенных в 17.1.3-17.1.14.

Использование восстановленных стальных труб и других, бывших в употреблении видов металлоконструкций, не допускается предусматривать в проектной и рабочей документации на строительство новых и реконструкцию действующих магистральных трубопроводов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

17.1.2 Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

17.1.3 Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб на длине не менее 200 мм не должны превышать для труб номинальным диаметром до 800 включительно, величин, приведенных в соответствующих стандартах, по которым допускается применение труб для магистральных трубопроводов, а для труб номинальным диаметром свыше 800 - ±2 мм.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 мм и более не должна превышать 0,8%.

17.1.4 Кривизна электросварных труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна труб всех конструкций - не более 0,2% длины трубы.

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

17.1.6 Отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву металла труб должно быть не более:

• 0,87 - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву до 470 МПа включительно;

• 0,90 - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву свыше 470 до 590 МПа включительно;

• 0,92 - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву более 590 МПа.

Трубы номинальным диаметром 500 и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100%-ный контроль физическими неразрушающими методами.

17.1.7 Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть, %, не менее:

• 20 - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву до 590 МПа включительно;

• 18 - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву свыше 590 МПа.

17.1.8 Ударная вязкость на образцах Шарпи (KCV) и процент доли вязкой составляющей в изломе образцов из основного металла и сварных соединений труб должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 21. Ударную вязкость на образцах Шарпи следует определять для основного металла труб по ГОСТ 9454 в зависимости от толщины стенки трубы на образцах типов 11-13, а для сварных соединений в соответствии с ГОСТ 6996 типов IX-XI.

Таблица 21

Процент доли вязкой составляющей в изломах полнотолщинных образцов основного металла труб после испытаний падающим грузом (ИПГ) следует определять по ГОСТ 30456.

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

Таблица 22

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

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

Эквивалент углерода металла низкоуглеродистых низколегированных сталей, независимо от состояния их поставки - горячекатаные, нормализованные и термически упрочненные, - определяется по формуле

,                                (56)

где , , , , , , - содержание, % от массы, в составе металла трубной стали углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, никеля, меди соответственно. Величина эквивалента углерода углеродистых марок стали, например, Ст3, а также сталей 10, 20 и низколегированной стали только с кремнемарганцевой системой легирования, например, сталей марок 17ГС, 17Г1С, 09Г2С рассчитывается по формуле

.                                                       (57)

, , , содержащиеся в трубных сталях как примеси, в расчете не учитываются.

Величина не должна превышать 0,46.

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

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

17.1.11 Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов. В сварных соединениях не должно быть трещин, непроваров, осевой рыхлости, прожогов, свищей, не отремонтированных кратеров. Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5-3,0 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 мм. На концах труб на длине не менее 150 мм усиление внутреннего шва должно быть снято до высоты 0-0,5 мм.

Смещение наружного и внутреннего слоев заводского сварного шва не должно превышать 20% толщины стенки при номинальной толщине до 16 мм и 15% - при номинальной толщине свыше 16 мм.

Отклонение профиля наружной поверхности труб от окружности в зоне сварного соединения по дуге периметром 200 мм не должно превышать 0,15% наружного диаметра трубы для труб номинальным диаметром свыше 800 и 1,2 мм - для труб номинальным диаметром от 500 до 800 включительно.

Смещение свариваемых кромок не должно превышать 10% номинальной толщины стенки.

17.1.12 Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок под сварку. Форма разделки кромок определяется действующими стандартами.

Косина реза торцов труб должна быть не более 2 мм.

17.1.13 Каждая труба должна проходить на заводах-изготовителях испытания гидростатическим давлением в течение не менее 20 с, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках трубы напряжение, равное 95% нормативного предела текучести.

Величина гидростатического давления испытания на заводе для всех типов труб должна определяться согласно ГОСТ 3845 в зависимости от способа герметизации полости трубы во время гидравлического испытания.

17.1.14 Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими неразрушающими методами контроля. Сварные соединения на концах труб, сваренных дуговой сваркой под флюсом, на длине 200 мм от торца должны проходить дополнительный рентгеновский контроль.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

17.1.15 Соединительные детали трубопроводов - тройники, переходники, отводы и днища (заглушки), переходные кольца - должны изготавливаться в соответствии с действующими стандартами, из труб или листовой стали. Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетворять требованиям 17.1.6, 17.1.8 и 17.1.9.

Ударная вязкость основного металла и сварных швов должна соответствовать требованиям таблицы 22. Требования к ударной вязкости для соединительных деталей диаметром 57-219 мм не регламентируются.

17.1.16 Для магистральных трубопроводов и коллекторов, обвязочных трубопроводов КС, НПС, ПС должны применяться следующие конструкции соединительных деталей:

• тройники горячей штамповки;

• тройники штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей штамповки;

• тройники сварные;

• тройники, изготовленные методом гидроштамповки;

• переходники конические концентрические и эксцентрические штампованные, штампосварные и сварные;

• отводы гнутые гладкие, изготовленные из труб путем протяжки в горячем состоянии, гнутые при индукционном нагреве или штампосварные из двух половин;

• заглушки эллиптические;

• переходные кольца.

Кромки соединительных деталей должны быть отработаны в заводских условиях для присоединения к привариваемым трубам без переходных колец (с учетом требований 17.1.21).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

17.1.17 Соединительные детали должны удовлетворять следующим требованиям:

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

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

  Общая длина цельноштампованных тройников должна быть не менее 200 мм, а высота ответвления - не менее 0,2, но не менее 100 мм. Радиус закругления в области примыкания ответвления должен быть не менее 0,1.

Длина переходников должна удовлетворять условию

,                                             (58)

где и - наружные диаметры концов переходника, мм;

- угол наклона образующей переходника, принимаемый менее 12°;

- длина цилиндрической части на концах переходника, принимаемая равной от 50 до 100 мм.

17.1.18 Толщина стенок деталей определяется расчетом и должна быть не менее 4 мм.

17.1.19 Конденсатосборники должны быть из труб и деталей заводского изготовления. Диаметр и толщина стенок конденсатосборников определяются расчетом.

Конденсатосборники должны быть покрыты антикоррозионной изоляцией, соответствующей изоляции трубопровода на данном участке, и подвергнуты предварительному гидравлическому испытанию на давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

17.1.20 При изготовлении сварных деталей должна применяться многослойная сварка с обязательной подваркой корня шва деталей диаметром 300 мм и более.

После изготовления сварные детали должны быть подвергнуты контролю ультразвуком или рентгеном. Термообработке (высокотемпературному отпуску для снижения уровня остаточных напряжений) подлежат:

• все соединительные детали независимо от номенклатуры, марок стали, рабочего давления и т.д. со стенками толщиной 16 мм и более;

• все соединительные детали независимо от номенклатуры, толщины стенок и т.д. из низколегированных сталей марок 10ХСНД, 15ХСНД, 14ХГС, 09Г2С или аналогичных им, а также из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву 550 МПа и выше;

• все тройники независимо от марки стали, толщины стенок, рабочего давления и т.д. с отношением более 0,3.

Соединительные детали должны испытываться гидравлическим давлением, равным 1,3 рабочего давления для деталей, монтируемых на линейной части трубопроводов, и 1,5 - для деталей трубопроводов категории В.

17.1.21 Разделка кромок присоединительных концов деталей и арматуры должна соответствовать условиям сварки.

В тех случаях, когда стали соединяемых труб, деталей или арматуры имеют разные значения пределов прочности, для обеспечения равнопрочности монтажных соединений необходимо соблюдать условие

,                                            (59)

где - толщина свариваемой кромки детали (арматуры), см;

, - значения нормативного временного сопротивления детали (арматуры) и трубы, МПа.

При невозможности выполнения этих требований, а также при разности толщин присоединяемых концов арматуры или деталей и трубы, отличающихся более чем в 2,0 раза для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов и в 1,5 раза - для магистральных газопроводов, необходимо предусматривать переходные кольца.

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

Выбор типа электродов должен производиться в соответствии с таблицей 23.

Таблица 23

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

17.2.3 Сочетания марок флюсов и проволок в зависимости от конкретного назначения и нормативного сопротивления разрыву металла свариваемых труб выбираются в соответствии с действующими технологическими инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

17.2.4 Для автоматической газоэлектрической сварки труб должны применяться:

• сварочная проволока с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246 или аналоги импортного производства при наличии соответствующей разрешительной документации (свидетельства об аттестации);

• углекислый газ по ГОСТ 8050 (двуокись углерода газообразная);

• аргон газообразный по ГОСТ 10157;

• смесь из углекислого газа и аргона.

17.2.5 Для механизированной сварки стыков труб применяются самозащитные порошковые проволоки, марки которых следует выбирать в соответствии с действующими технологическими инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

17.2.6 Для газовой резки труб должны применяться:

• кислород технический по ГОСТ 5583;

• ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457;

• пропан-бутановая смесь по ГОСТ 20448.

17.3.1 Для изолирующих фланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 12821. Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 10 Ом.

17.3.2 Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, а также длина этих крепежных деталей должны выбираться с учетом толщины изолирующих (диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцев изолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальной полосы размером 30x6 мм.

17.3.3 Конструкция запорной, регулирующей и предохранительной арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую классу А по ГОСТ 9544.

17.3.4 Запорная арматура номинальным диаметром более 400 должна иметь опорные лапы для установки на фундамент. Материалы, применяемые для изготовления арматуры, должны обеспечивать надежную и безопасную ее эксплуатацию.

17.3.5 Для закрепления (балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные и кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и анкерные устройства. В особо сложных условиях Западной Сибири и Крайнего Севера при соответствующем обосновании для балластировки подводных переходов трубопроводов номинальным диаметром 1000 и более в русловой части допускается применять чугунные кольцевые грузы.

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

17.3.7 Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготавливаться в виде изделий из бетона, особо тяжелых бетона и железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м (для особо тяжелых бетонов - не менее 2900 кг/м).

Каждый груз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и объема груза, а грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду, маркируются дополнительным индексом.

Примечание - Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СП 28.13330.

17.3.8 Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается в проектной документации.

17.3.9 Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы должны изготавливаться из чугуна (с учетом требований 17.4.5), железобетона или других материалов в виде двух половин с плотностью по п.17.4.7.

Каждый полугруз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и наружного диаметра трубопровода, для которого предназначен этот груз.

17.3.10 Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных частей цилиндрической оболочки, при этом требования к бетону должны соответствовать требованиям 17.4.7.

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