СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*

(утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 № 108/ГС)

(ред. от 31.05.2022)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["СН 186-61"]:::rst
  n1["СНиП I-Д.4-62"]:::rst
  n2["СНиП II-Д.10-62"]:::rst
  n3["СНиП II-45-75"]:::rst
  click n3 "https://bukva.ai/docs/snip-ii-45-75" "СНиП II-45-75. Строительные нормы и правила. Часть II. Нормы проектирования. Глава 45. Магистральные трубопроводы (утв. Постановлением Госстроя СССР от 29.08.1975 N 142)"
  n4["СНиП 2.05.06-85*"]:::doc
  click n4 "https://bukva.ai/docs/snip-2-05-06-85" "СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы (утв. Постановлением Госстроя СССР от 30.03.1985 N 30)"
  n5["СП 36.13330.2012"]:::doc
  click n5 "https://bukva.ai/docs/sp-svod-pravil-sp-36-13330-2012" "СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* (утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 N 108/ГС)"
  n4 --> n5
  n3 --> n4
  n2 --> n3
  n1 --> n3
  n0 --> n2
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

СНиП 2.05.06-85*

Trunk pipelines

СП 36.13330.2012

ОКС 91.010

75.200

Дата введения 1 июля 2013 года

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и утверждения сводов правил — Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. № 858 «О порядке разработки и утверждения сводов правил»

Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛИ: открытое акционерное общество «Инжиниринговая нефтегазовая компания — Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК» (ОАО ВНИИСТ), открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти „Транснефть“ (ОАО „АК „Транснефть“), общество с ограниченной ответственностью „Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий“ (ООО „Газпром ВНИИГАЗ“), общество с ограниченной ответственностью „Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов“ (ООО „НИИ ТНН“) и открытое акционерное общество „Институт по проектированию магистральных трубопроводов“ (ОАО „Гипротрубопровод“)»

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики

4 УТВЕРЖДЕН Приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС и введен в действие с 1 июля 2013 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 36.13330.2011 «СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы»

Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Росстандарта в сети Интернет

1 Область применения

1.1 Настоящий свод правил распространяется на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них, капитальный ремонт магистральных газопроводов и ответвлений от них номинальным диаметром до DN 1400 включительно, с избыточным давлением среды от 1,2 до 10 МПа включительно (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

а) нефти, нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и стабильного бензина), природного, нефтяного и искусственного углеводородных газов из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий и портов);

б) сжиженных углеводородных газов фракций C_{3} и C_{4} и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 40 °C не свыше 1,6 МПа из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

в) товарной продукции в пределах компрессорной станции, нефтеперекачивающей станции, перекачивающей станции, станций подземного хранения газа, дожимной компрессорной станции, газораспределительной станции и узла замера расхода газа;

г) импульсного, топливного и пускового газа для КС, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ и пункта редуцирования газа (далее — ПРГ).

Настоящий свод правил не распространяется на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов (за исключением реконструкции участков существующих трубопроводов или капитального ремонта участков магистральных газопроводов, фактически находящихся на территории городов и других населенных пунктов, магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) прокладываемых для подключения их к предприятиям по переработке, перевалке и хранению нефти (нефтепродуктов)), в морских акваториях и промыслах, а также трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, охлажденных до температуры ниже минус 40 °C.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр, Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования стабильного конденсата и стабильного бензина, следует выполнять в соответствии с требованиями настоящего свода правил, предъявляемыми к нефтепроводам.

К стабильному конденсату и бензину следует относить углеводороды и их смеси, имеющие при температуре плюс 20 °C упругость насыщенных паров менее 0,2 МПа (абс).

1.2 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °C свыше 0,2 МПа — сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов — следует выполнять в соответствии с требованиями раздела 16.

Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ГРС, СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование соответствующих зданий и сооружений, с учетом требований настоящего свода правил.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа и менее и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных организаций, следует выполнять в соответствии с требованиями СП 62.13330, СП 110.13330 и СП 125.13330, технических регламентов, стандартов и других нормативных документов в области технического регулирования.

2 Нормативные ссылки

(раздел 2 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия

ГОСТ 3845-2017 Трубы металлические. Метод испытания внутренним гидростатическим давлением

ГОСТ 5457-75 Ацетилен растворенный и газообразный технический. Технические условия

ГОСТ 5494-95 Пудра алюминиевая. Технические условия

ГОСТ 5583-78 Кислород газообразный технический и медицинский. Технические условия

ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 8050-85 Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия

ГОСТ 9087-81 Флюсы сварочные плавленые. Технические условия

ГОСТ 9238-2013 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 9466-75 (СТ СЭВ 6568-89) Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия

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

ГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 10157-2016 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 20448-2018 Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия

ГОСТ 24856-2014 Арматура трубопроводная. Термины и определения

ГОСТ 25100-2011 Грунты. Классификация

ГОСТ 30456-97 Металлопродукция. Прокат листовой и трубы стальные. Методы испытания на ударный изгиб

ГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 33259-2015 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования

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

ГОСТ Р 57512-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения

СП 14.13330.2018 «СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах»

(в ред. Изменения № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр)

СП 16.13330.2017 «СНиП II-23-81* Стальные конструкции» (с изменениями № 1, № 2)

СП 18.13330.2019 Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка (СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий) (с изменением № 1)

СП 20.13330.2016 «СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия» (с изменениями № 1, № 2, № 3)

(в ред. Изменения № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр)

СП 21.13330.2012 «СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах» (с изменением № 1)

СП 22.13330.2016 «СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений» (с изменениями № 1, № 2, № 3)

СП 24.13330.2011 «СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты» (с изменениями № 1, № 2, № 3)

СП 25.13330.2020 «СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах»

(в ред. Изменения № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр)

СП 28.13330.2017 «СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии» (с изменениями № 1, № 2)

СП 47.13330.2016 «СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения» (с изменением № 1)

(в ред. Изменения № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр)

СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы» (с изменениями № 1, № 2, № 3)

СП 86.13330.2014 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы» (с изменениями № 1, № 2)

Ссылка исключена с 30.06.2022. - Изменение № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр.

СП 125.13330.2012 «СНиП 2.05.13-90 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов» (с изменением № 1)

СП 165.1325800.2014 «СНиП 2.01.51-90 Инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне» (с изменениями № 1, № 2)

(в ред. Изменения № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр)

СП 245.1325800.2015 Защита от коррозии линейных объектов и сооружений в нефтегазовом комплексе. Правила производства и приемки работ

Примечание — При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего свода правил в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

3 Термины и определения

В настоящем своде правил применены термины по ГОСТ 24856, ГОСТ Р 57512, а также следующие термины с соответствующими определениями:

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

3.1 арматура запорная: Промышленная запорная арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

3.2 байпас: Трубопровод с запорно-регулирующей арматурой, соединяющий вход и выход технологической установки (сооружения) и предназначенный для направления всего или части потока перекачиваемого продукта в обход этой установки, в том числе для исключения ее из работы при обслуживании или в случае отказа.

3.3 бровка траншеи (кювета, выемки): Линия пересечения стенки траншеи (кювета, выемки) с поверхностью земли.

3.4 детали соединительные: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра.

3.5 давление рабочее: Наибольшее избыточное давление участка трубопровода на всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимах перекачки.

3.6 давление трубопровода испытательное: Максимальное давление, которому подвергается участок трубопровода при предпусковых испытаниях на прочность в течение требуемого времени.

3.7 заглубление трубопровода: Расстояние от верха трубы до поверхности земли; при наличии балласта — расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

3.8 заземление анодное: Устройство, обеспечивающее стекание защитного тока катодной защиты в землю и состоящее из одного или нескольких анодных заземлителей.

3.19 проезд вдольтрассовый: Объект магистрального трубопровода, предназначенный для перевозок грузов и персонала вдоль трассы магистрального трубопровода в период его строительства и эксплуатации.

4 Сокращения

исключено с 08.04.2021. - Изменение № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр;

5 Общие положения

5.9 В состав магистральных трубопроводов входят:

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

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

6 Классификация и категории магистральных трубопроводов

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

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

6.2.1 Магистральные нефтепроводы:

6.2.2 Магистральные нефтепродуктопроводы:

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

7.16 Расстояния от КС, ГРС, НПС до населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать в зависимости от класса и диаметра газопровода и категории НПС и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в таблице 5.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Таблица 5

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

До 400 включительно

8

5

Свыше 400 до 700 включительно

9

5

Свыше 700 до 1000 включительно

11

6

Свыше 1000 до 1200 включительно

13

6

1 Расстояние между осями смежных трубопроводов разных диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для трубопровода большего диаметра.

7.18 Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в 7.20) следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных: в таблице 7 - при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов, в таблице 8 - при подземной прокладке трубопроводов, за исключением участков подключения (для соосности) к существующему трубопроводу.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

При подземной прокладке трубопровода в стесненных условиях допускается принимать расстояние от проектируемого трубопровода до других действующих трубопроводов по таблице 6. В проектной документации должны быть предусмотрены технические решения по обеспечению сохранности существующих коммуникаций в период строительства проектируемого трубопровода.

(абзац введен Изменением № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Для подземных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при соответствующем технико-экономическом обосновании допускается сокращение расстояний, указанных в таблице 6, при условии подтверждения эксплуатационной надежности и экологической безопасности соответствующими исследованиями.

(абзац введен Изменением № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр)

Таблица 8

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

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

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

(абзац введен Изменением № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

между газопроводами — значений, приведенных в таблице 9;

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

между нефтепроводами и газопроводами — 1000 м.

Таблица 9

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

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

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

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

(п. 7.24 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

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

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

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

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

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

полосы, предназначенной для размещения колонны трубоукладчиков;

технологического зазора между стрелой трубоукладчика и боковой образующей трубопровода;

зоны, предназначенной для размещения сваренного в нитку трубопровода;

траншеи по ее верху;

бермы, предназначенной для предотвращения сползания грунта в траншею;

зоны, предназначенной для временного размещения отвала минерального грунта;

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

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

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

зоны вырубки леса для размещения ВЛ.

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

(п. 7.28 введен Изменением № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

8 Конструктивные требования к трубопроводам

8.1 Общие требования

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

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

8.2 Размещение запорной и другой арматуры на трубопроводах

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

Для малонаселенных районов Сибири и Дальнего Востока с плотностью населения менее 5 чел./км2 допускается установка запорной арматуры на магистральных газопроводах на расстоянии не более 60 км при установлении в проектной документации мероприятий по повышению надежности магистрального газопровода, совершенствованию технологий технического обслуживания и ремонта.

(абзац введен Изменением № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 B согласно требованиям 10.2.13;

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

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

на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений от границы площадки узла подключения (при наличии) устанавливают охранные краны на расстоянии не более 3000 м и не менее:

а) 700 м для газопровода номинальным диаметром DN 1400;

б) 600 м для газопровода номинальным диаметром менее DN 1400 до DN 1000 включительно;

в) 500 м для газопровода номинальным диаметром менее DN 1000 до DN 600 включительно;

г) 300 м для газопровода номинальным диаметром менее DN 600;

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

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

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

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

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

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

Примечания

1 Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

2 Место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от границ их территорий, КС — от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов).

3 При удалении КС от магистрального газопровода на расстояние свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС («шлейфах») на расстоянии 250 м от ограды КС.

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

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

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

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

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

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

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

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

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

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

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

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

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

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

(в ред. Изменения № 4, утв. Приказом Минстроя России от 31.05.2022 № 434/пр)

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 DN 1000 и более должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия;

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

9 Подземная прокладка трубопроводов

9.1 Общие требования

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

при номинальном диаметре менее DN 1000 ........................... 0,8;

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

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

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

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин .................. 0,6;

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

при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов (от дна канала) .............................................. 1,1.

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

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

9.1.3 Ширину траншеи понизу следует назначать не менее:

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

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

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

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

9.1.4 При проектировании пересечения участка магистрального трубопровода с трубопроводами различного назначения (нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы, аммиакопроводы, водопроводы, канализация и др.) расстояние между ними в свету следует принимать не менее 350 мм, а пересечение выполнять под углом не менее 60° (за исключением трубопроводов бестраншейной прокладки).

При прокладке трубопровода бестраншейными способами угол пересечения с другими трубопроводами, электрическими кабелями и кабелями связи должен составлять не менее 30° (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов угол пересечения не нормируется), при этом точки начала и конца участка бестраншейной прокладки должны располагаться за пределами охранной зоны пересекаемого действующего трубопровода. Расстояние между действующим и проектируемым трубопроводами должно составлять не менее 3,0 м в свету (при пересечении действующего магистрального газопровода — не менее 4,0 м в свету), а при прокладке трубопровода методом горизонтально-направленного бурения — не менее 5,0 м в свету.

Пересечение участка магистрального трубопровода с другими сетями инженерно-технического обеспечения (водопровод, канализация, кабели и др.) следует проектировать в соответствии с СП 18.13330.

При пересечении участка магистрального нефтепроводов или нефтепродуктопроводов с водопроводами питьевого назначения водопроводы следует располагать выше.

Допускается располагать участки магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода выше водопроводов питьевого назначения при условии прокладки нефтепроводов или нефтепродуктопроводов в защитных футлярах, при этом концы футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м от водопровода питьевого назначения.

(п. 9.1.4 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

9.1.5 Для трубопроводов номинальным диаметром DN 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 DN 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 Прокладка трубопроводов в горных условиях

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

tg\alpha_{\text{к}} \leq \frac{tg\varphi_{\text{гр}}}{n_{\text{у}}} , (1)

где \alpha_{\text{к}} — угол наклона косогора, град;

\varphi_{\text{гр}} — угол внутреннего трения грунта насыпи, град;

n_{\text{у}} — 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 Прокладка трубопроводов в районах шахтных разработок

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 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

9.4.1 Проектирование линейной части трубопроводов и ответвлений от них, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов по шкале MSK-64 для надземных и свыше 8 баллов по шкале MSK-64 для подземных трубопроводов, необходимо выполнять с учетом сейсмических воздействий.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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, и на прилегающих участках на расстоянии 100 м необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.

(п. 9.4.6 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 DN 500 и более на участках пересечений активных тектонических разломов и участках с сейсмичностью 6 баллов по шкале MSK-64 и более необходимо обеспечить инструментальный мониторинг колебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

(п. 9.4.12 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

9.5 Прокладка трубопроводов в районах многолетнемерзлых грунтов

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 Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

10.1 Общие требования

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 Подводные переходы трубопроводов через водные преграды

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

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

2 Место перехода следует согласовывать с соответствующими уполномоченными органами государственной власти и заинтересованными организациями.

Границами подводного перехода, определяющими его длину, являются:

для однониточного перехода и основной нитки многониточного перехода — участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах, а при ее отсутствии (на газопроводах) — участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10% обеспеченности;

для резервной нитки многониточного перехода, оборудованного камерами пуска (приема) средств очистки (диагностики), — участок, ограниченный затворами камеры пуска и камеры приема средств очистки (диагностики), установленных на этой нитке.

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.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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 DN 1000 включительно;

50 м для газопроводов номинальным диаметром свыше DN 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.

(п. 10.2.12 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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

1 При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10% обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек в проекте допускается предусматривать резервную нитку при пересечении водных преград шириной до 75 м и горных рек.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

2 Диаметр резервной нитки определяется проектной документацией.

3 Допускается предусматривать прокладку перехода через водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии обоснования такого решения в проектной документации.

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

Резервные нитки подводных переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должны быть оборудованы КПП СОД.

Стационарные узлы пуска и приема СОД на резервной нитке подводного перехода должны располагаться:

на отметках не ниже отметок горизонта высоких вод 10% обеспеченности и выше отметок ледохода;

на берегах горных рек — на отметках не ниже отметок горизонта высоких вод 2% обеспеченности;

вне пределов водоохранной зоны.

10.2.16 При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб номинальным диаметром DN 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.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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

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 DN 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 DN 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 на затопляемых территориях, должны быть рассчитаны против всплытия в опорожненном состоянии (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.).

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 с 19 февраля 2017 года. - Изменение № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр.

10.3 Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

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 — при соответствующем обосновании — 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.

Для участков магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода, прокладка которых предусматривается по территории города или населенного пункта в соответствии с 5.5, — до 45°. При этом должны выполняться следующие дополнительные требования:

уровень кольцевых напряжений в трубопроводе не должен превышать 30% нормативного предела текучести металла труб;

трубопровод должен приниматься категории B;

заглубление трубопровода следует принимать не менее 1,2 м;

при соответствующем обосновании следует предусматривать прокладку трубопровода в стальном защитном футляре, методами микротоннелирования, наклонно-направленного бурения, горизонтально-направленного бурения, защиту трубопровода железобетонными плитами, сплошным бетонным покрытием в оболочке или применение других технических решений, обеспечивающих безопасность нефтепровода/нефтепродуктопровода.

В случае проведения работ по капитальному ремонту автомобильной или железной дороги, не связанных с изменением их внешних границ (проезжей части, откосов, водоотводного сооружения земляного полотна, насыпи и т.д.), допускается сохранение угла пересечения с существующим трубопроводом в случае, если действующие трубопроводы и их кожухи, пересекаемые ремонтируемыми железными и автомобильными дорогами, находятся в удовлетворительном техническом состоянии и не подлежат реконструкции.

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

(п. 10.3.1 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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:

а) при прокладке трубопровода через железные дороги: от подошвы откоса насыпи, от бровки откоса выемки или от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна — не менее 50 м;

(перечисление «а» в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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.

При пересечении дорог на территории площадочных объектов магистральных трубопроводов прокладка нефтепроводов/нефтепродуктопроводов допускается без футляра. Дорога должна быть выполнена из железобетонных плит. Расстояние от верха железобетонной плиты до верхней образующей трубопровода должно составлять не менее 1,6 м. На переходах трубопроводов через проселочные и лесные дороги, вдольтрассовые проезды и прочие дороги без усовершенствованного покрытия капитального и облегченного типов должны предусматриваться решения по защите трубопроводов от повреждения (покрытие железобетонными плитами и др.).

(абзац введен Изменением № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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:

от оси крайнего пути железных дорог общего пользования ............ 40;

от оси крайнего пути промышленных дорог ........................... 25;

от подошвы земляного полотна автомобильных дорог .................. 25.

Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м, но не менее 3 м относительно отметки уровня полотна дороги. Номинальный диаметр вытяжной свечи — в соответствии с проектной документацией, но не более DN 100.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 принимают в соответствии с требованиями СП 18.13330.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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.

11 Надземная прокладка трубопровода

11.1 Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения многолетнемерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований 5.1.

В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.

11.2 При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие прохождение СОД. Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований раздела 12.

11.3 При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях в проектной документации допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями раздела 12.

11.4 В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

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

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

В балочных системах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следует предусматривать мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

11.6 Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор с обеспечением мер защиты персонала при грозовых разрядах.

11.7 Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы следует принимать в соответствии с требованиями СП 18.13330, но не менее 0,5 м.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках, где предусматривается использование многолетнемерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения многолетнемерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом.

При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

11.8 При прокладке трубопроводов через препятствия, в том числе через овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения следует принимать при пересечении:

оврагов и балок — не менее 0,5 м до уровня воды при 5% обеспеченности;

несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, — не менее 0,2 м до уровня воды при 1% обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

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

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1% обеспеченности).

11.9 При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита «C» по ГОСТ 9238.

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

    *до подошвы откоса насыпи ..........................................  5;*
    *до бровки откоса выемки ...........................................  3;*

до крайнего рельса железной дороги ................................ 10.

11.10 В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

12 Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость

12.1 Расчетные характеристики материалов

12.1.1 Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R_{1}^{\text{н}} и R_{2}^{\text{н}} следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по стандартам на трубы.

12.1.2 Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R_{1} и R_{2} следует определять по формулам

R_{1} = \frac{R_{1}^{\text{н}} \cdot m}{k_{1} \cdot k_{\text{н}}} , (2)

R_{2} = \frac{R_{2}^{\text{н}} \cdot m}{k_{2} \cdot k_{\text{н}}} , (3)

где m — коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1;

k_{1} , k_{2} — коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам 10 и 11;

k_{\text{н}} — коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по таблице 12.

Таблица 10

(таблица 11 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 Нагрузки и воздействия

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.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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 q_{\text{газ}} , Н/м, следует определять по формуле

q_{\text{газ}} = 0,215 \cdot \rho_{\text{газ}} \cdot g \cdot \frac{p_{\text{а}} \cdot D_{\text{вн}}^{2}}{z \cdot T} , (4)

где \rho_{\text{газ}} — плотность газа, кг/м3 (при 0 °C, 1013 гПа);

g — ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2;

p_{\text{а}} — абсолютное давление газа в газопроводе, МПа;

D_{\text{вн}} — внутренний диаметр трубы, см;

z — коэффициент сжимаемости газа;

T — абсолютная температура, К (T = 273 + t, где t — температура газа, °C).

Для природного газа допускается принимать

q_{\text{газ}} = 10^{- 2} \cdot p \cdot D_{\text{вн}}^{2} , (5)

где p — рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_{\text{вн}} — обозначение то же, что в формуле (4).

Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода q_{\text{прод}} , Н/м, следует определять по формуле

q_{\text{прод}} = 10^{- 4} \cdot \rho_{\text{н}} \cdot g \cdot \frac{\pi \cdot D_{\text{вн}}^{2}}{4} , (6)

где \rho_{\text{н}} — плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м3;

g, D_{\text{вн}} — обозначения те же, что в формуле (4).

12.2.5 Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы q_{\text{лед}} , Н/м, следует определять по формуле

q_{\text{лед}} = 0,17 \cdot b \cdot D_{\text{н}} , (7)

где b — толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СП 20.13330;

D_{\text{н}} — наружный диаметр трубы, см.

12.2.6 Нормативную снеговую нагрузку p_{\text{с}}^{\text{н}} , Н/м2, 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 должны указываться в проектной документации.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 q_{\text{в}} , Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

q_{\text{в}} = \frac{\pi}{4} \cdot D_{\text{н}.\text{и}}^{2} \cdot \gamma_{\text{в}} \cdot g , (8)

где D_{\text{н}.\text{и}} — наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

\gamma_{\text{в}} — плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3;

g — 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 q_{\text{вет}} , Н/м, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле

q_{\text{вет}} = (q_{\text{н}}^{\text{с}} + q_{\text{н}}^{\text{д}}) \cdot D_{\text{н}.\text{и}} , (9)

где q_{\text{н}}^{\text{с}} — нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СП 20.13330;

q_{\text{н}}^{\text{д}} — нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/мм2, определяемое согласно СП 20.13330 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

D_{\text{н}.\text{и}} — 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 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.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 k_{0} , принимаемого в соответствии с п. 12.7.7 в зависимости от характеристики трубопровода.

12.3 Определение толщины стенки трубопроводов

Расчетную толщину стенки трубопровода \delta , см, следует определять по формуле

\delta = \_\_\_\_ \frac{n \cdot p \cdot D_{\text{н}}}{2 \cdot (R_{1} + n \cdot p)} , (10)

где n — коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по таблице 14;

p — обозначение то же, что в формуле (5);

D_{\text{н}} — обозначение то же, что в формуле (7);

R_{1} — обозначение то же, что в формуле (2).

Толщину стенки труб, определенную по формуле (10), следует принимать не менее 1/100 DN.

При этом толщина стенки труб должна быть не менее:

для труб номинальным диаметром DN 200 и менее — 3 мм;

для труб номинальным диаметром более DN 200 — 4 мм.

Для учета уровня ответственности, связанного с объемом экономических, социальных и экологических последствий разрушения магистрального трубопровода с номинальным диаметром DN 1000 и более, толщина стенки для этих диаметров должна приниматься не менее 12 мм.

Толщина стенки должна удовлетворять условию, чтобы величина давления, определяемого по 17.1.13, была не менее величины рабочего (нормативного) давления.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного действующими стандартами на трубную продукцию. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

12.4 Проверка прочности и устойчивости подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов

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:

\sigma_{\text{пр}}^{\text{н}} \leq \psi \cdot \_\_\_\_ \frac{m}{{}^{1}0,9 \cdot k_{\text{н}}} \_\_\_\_ \cdot R_{2}^{\text{н}} , (11)

\sigma_{\text{кц}}^{\text{н}} \leq \_\_\_\_ \frac{m}{0,9 \cdot k_{\text{н}}} \_\_\_\_ \cdot R_{2}^{\text{н}} , (12)

где \sigma_{\text{пр}}^{\text{н}} — максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно 12.4.3;

\psi_{1} — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (\sigma_{\text{пр}.N} \geq 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (\sigma_{\text{пр}.N}<0) — определяемый по формуле

\psi_{1} = \sqrt{||1 - 0,75 \cdot [\_\_\_\_ \frac{\sigma_{\text{кц}}^{\text{н}2}}{\frac{m}{0,9 \cdot k_{\text{н}}} \_\_\_\_ \cdot R_{2}^{\text{н}}} \_\_\_\_] -} 0,5 \cdot \_\_\_\_ \frac{\sigma_{\text{кц}}^{\text{н}}}{\frac{m}{0,9 \cdot k_{\text{н}}} \_\_\_\_ \cdot R_{2}^{\text{н}}} , (13)

где m, k_{\text{н}} , R_{2}^{\text{н}} — обозначения те же, что в формуле (3);

\sigma_{\text{кц}}^{\text{н}} — кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле

\sigma_{\text{кц}}^{\text{н}} = \_\_\_\_ \frac{p \cdot D_{\text{вн}}}{2 \cdot \delta_{\text{н}}} , (14)

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

D_{\text{вн}} , \delta_{\text{н}} — обозначения те же, что в формуле (4).

12.4.3 Максимальные суммарные продольные напряжения \sigma_{\text{пр}}^{\text{н}} , 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 \sigma_{\text{пр}}^{\text{н}} , МПа, определяются по формуле

\sigma_{\text{пр}}^{\text{н}} = \mu \cdot \sigma_{\text{кц}}^{\text{н}} - \alpha \cdot E \cdot \Delta t \pm \_\_\_\_ \frac{E \cdot D_{\text{н}}}{2 \cdot \rho} , (15)

где \mu — переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

\alpha — коэффициент линейного расширения металла трубы, \text{град}^{- 1} ;

E — переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

\Delta t — расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °C;

D_{\text{н}} — обозначение то же, что в формуле (7);

\rho — минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см:

; (16)

; (17)

\sigma_{i} — интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая определяется по формуле

\sigma_{i} = \sqrt{|(\sigma_{\text{кц}}^{\text{н}})^{2} - \sigma_{\text{пр}}^{\text{н}} \cdot \sigma_{\text{кц}}^{\text{н}} + (\sigma_{\text{пр}}^{\text{н}})^{2}} ; (18)

\epsilon_{i} — интенсивность деформаций, определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммой деформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения \sigma - \epsilon по формулам

\sigma_{i} = \sigma ; (19)

\epsilon_{i} = \epsilon - \_\_\_\_ \frac{1 - 2 \cdot \mu_{0}}{3 \cdot E_{0}} \_\_\_\_ \cdot \sigma ; (20)

\mu_{0} — коэффициент поперечной деформации в упругой области;

E_{0} — 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 \sigma_{\text{пр}.N}^{\text{г}} , МПа, вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок, определяются по формуле

\sigma_{\text{пр}.N}^{\text{г}} = 1,57 \cdot \_\_\_\_ \frac{E_{0} \cdot \lambda_{0}}{l_{m}} , (21)

где E_{0} — модуль упругости, МПа;

\lambda_{0} — максимальные перемещения трубопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, см, определяются по формуле

; (22)

l_{m} — длина участка деформации трубопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения, см;

\psi — определяется по формуле:

\psi = \xi_{0} + 0,2 \cdot u_{\text{макс}} + \_\_\_\_ \frac{\tau_{\text{пр}.\text{гр}} \cdot l^{2}}{E_{0} \cdot \delta_{\text{н}}} \_\_\_\_ \cdot \text{Ф}_{1} ; (23)

\tau_{\text{пр}.\text{гр}} — предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода, МПа;

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

\text{Ф}_{1} — определяется по формуле:

\text{Ф}_{1} = 0,9 - 0,65 \cdot sin(l/l_{m} - 0,5) ; (24)

\xi_{0} — максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой трубопроводом, см;

\delta_{\text{н}} — номинальная толщина стенки трубы, см;

u_{\text{макс}} — перемещение, соответствующее наступлению предельного значения \tau_{\text{пр}.\text{гр}} , см.

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

, (25)

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

m — обозначение то же, что в формуле (2);

N_{\text{кр}} — продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. N_{\text{кр}} 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 S 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 S, Н, определяется по формуле

S = 100 \cdot [(0,5 - \mu) \cdot \sigma_{\text{кц}} + \alpha \cdot E \cdot \Delta t] \cdot F , (26)

где \mu , \alpha , E, \Delta t — обозначения те же, что в формуле (15);

\sigma_{\text{кц}} — кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа;

F — площадь поперечного сечения трубы, см2.

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

Q_{\text{акт}} \leq \_\_\_\_ \frac{1}{k_{\text{н}.\text{в}}} \_\_\_\_ \cdot Q_{\text{пас}} , (27)

где Q_{\text{акт}} — суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, Н;

Q_{\text{пас}} — суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая массу — собственный вес), Н;

k_{\text{н}.\text{в}} — коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия, принимаемый равным для участков перехода:

через болота, поймы, водоемы при отсутствии течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГВВ 1% обеспеченности ............... 1,05;

русловых, через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ ............................................................... 1,10;

через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки ................................................................ 1,15;

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, для которых возможно их опорожнение и замещение продукта воздухом ........................... 1,03.

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 kн.в = 1,05 — 1,15);

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

(абзац введен Изменением № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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

(абзац введен Изменением № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

В частном случае при укладке трубопровода свободным изгибом при равномерной балластировке по длине величина нормативной интенсивности балластировки — вес на воздухе q_{\text{бал}}^{\text{н}} , Н/м, определяется по формуле

q_{\text{бал}}^{\text{н}} = \frac{1}{n_{\text{б}}} \cdot (k_{\text{н}.\text{в}} \cdot q_{\text{в}} + q_{\text{изг}} - q_{\text{тр}} - q_{\text{доп}}) \cdot \frac{\gamma_{\text{б}}}{\gamma_{\text{б}} - \gamma_{\text{в}} \cdot k_{\text{н}.\text{в}}} , (28)

где n_{\text{б}} — коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным:

0,9 — для железобетонных грузов;

1,0 — для чугунных грузов;

k_{\text{н}.\text{в}} — обозначение то же, что в формуле (27);

q_{\text{в}} — расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, Н/м;

q_{\text{изг}} — расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода, Н/м, определяемая по формулам

q_{\text{изг}} = \_\_\_\_ \frac{8 \cdot E_{0} \cdot I}{9 \cdot \beta^{2} \cdot \rho^{3}} \_\_\_\_ \cdot 10^{4} (для выпуклых кривых); (29)

q_{\text{изг}} = \_\_\_\_ \frac{32 \cdot E_{0} \cdot I}{9 \cdot \beta^{2} \cdot \rho^{3}} \_\_\_\_ \cdot 10^{4} (для вогнутых кривых); (30)

q_{\text{тр}} — расчетная нагрузка от массы трубы, Н/м;

q_{\text{доп}} — 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;

\gamma_{\text{б}} — нормативная объемная масса материала пригрузки, кг/м3;

\gamma_{\text{в}} — плотность воды, принимаемая по данным изыскания (см. 12.2.9), кг/м3.

В формулах (29), (30):

E_{0} — модуль упругости, МПа;

I — момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, см4;

\beta — угол поворота оси трубопровода, рад;

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 \text{Б}_{\text{анк}} , Н, определяется по формуле

\text{Б}_{\text{анк}} = z \cdot m_{\text{анк}} \cdot P_{\text{анк}} , (31)

где z — количество анкеров в одном анкерном устройстве;

m_{\text{анк}} — коэффициент условий работы анкерного устройства, принимаемый равным 1,0 при z = 1 или при z >= 2 и D_{\text{н}}/D_{\text{анк}} \geq 3 ; а при z >= 2 и 1 \leq D_{\text{н}}/D_{\text{анк}} \leq 3 m_{\text{анк}} определяется по формуле

,

P_{\text{анк}} — расчетная несущая способность анкера, Н, из условия несущей способности грунта основания, определяемая по формуле

P_{\text{анк}} = \frac{\text{Ф}_{\text{анк}}}{k_{\text{н}}} , (32)

D_{\text{н}} — обозначение то же, что в формуле (7);

D_{\text{анк}} — максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, см;

\text{Ф}_{\text{анк}} — несущая способность анкера, Н, определяемая расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СП 24.13330;

k_{\text{н}} — 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 Проверка прочности и устойчивости надземных трубопроводов

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

\sigma_{\text{пр}} \leq \psi_{2} \cdot R_{2} , (33)

где \sigma_{\text{пр}} — максимальные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно 12.5.4;

\psi_{2} — коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (\sigma_{\text{пр}} \geq 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (\sigma_{\text{пр}}<0) — определяемый по формуле (с учетом примечания к 12.5.3)

\psi_{2} = \sqrt{|1 - 0,75 \cdot (\_\_\_\_ \frac{\sigma_{\text{кц}}^{2}}{R_{2}} \_\_\_\_) -} 0,5 \cdot \_\_\_\_ \frac{\sigma_{\text{кц}}}{R_{2}} ; (34)

R_{2} — расчетное сопротивление, МПа, определяемое по формуле (3). При расчете на выносливость (динамическое воздействие ветра) величина R_{2} понижается умножением на коэффициент v, определяемый по СП 16.13330;

\sigma_{\text{кц}} — кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле

\sigma_{\text{кц}} = \_\_\_\_ \frac{n \cdot p \cdot D_{\text{вн}}}{2 \cdot \delta_{\text{н}}} , (35)

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

p — обозначение то же, что в формуле (5);

D_{\text{вн}} , \delta_{\text{н}} — 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

\sigma_{\text{пр}.N} \leq \psi_{2} \cdot R_{2} ; (36)

\sigma_{\text{пр}.M} \leq 0,635 \cdot R_{2} \cdot (1 + \psi_{2}) \cdot sin\_\_\_\_ \frac{(\sigma_{\text{пр}.N} + \psi_{2} \cdot R_{2}) \cdot \pi}{(1 + \psi_{2}) \cdot R_{2}} ; (37)

от нормативных нагрузок и воздействий

\sigma_{\text{пр}}^{\text{н}} \leq \psi \cdot \_\_\_\_ \frac{m}{{}^{1}0,9 \cdot k_{\text{н}}} \_\_\_\_ \cdot R_{2}^{\text{н}} , (38)

где \sigma_{\text{пр}.N} — продольные осевые напряжения, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета изгибных напряжений) принимаются положительными при растяжении;

R_{2} , R_{2}^{\text{н}} — обозначение то же, что в формуле (3);

\sigma_{\text{пр}.M} — абсолютная величина максимальных изгибных напряжений, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета осевых напряжений);

Примечания

1 Если расчетное сопротивление R_{2}>R_{1} , то в формулах (36), (37) вместо R_{2} следует принимать R_{1} .

2 Для надземных бескомпенсаторных переходов при числе пролетов не более четырех допускается при расчете по формулам (33), (36) и (37) вместо \psi_{2} принимать \psi_{1} .

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 Компенсаторы

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

\sigma_{\text{комп}} + \sigma_{\text{м}} \leq R_{2} - 0,5 \cdot \sigma_{\text{кц}} , (39)

где \sigma_{\text{комп}} — расчетные продольные напряжения в компенсаторе от изменения длины трубопровода под действием внутреннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб, МПа;

\sigma_{\text{м}} — 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;

R_{2} — обозначение то же, что в формуле (3);

\sigma_{\text{кц}} — 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 R_{2} принимать нормативное сопротивление R_{2}^{\text{н}} .

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

\sigma_{\text{комп}} = \_\_\_\_ \frac{1,5 \cdot E_{0} \cdot D_{\text{н}} \cdot \Delta_{\text{к}}}{l_{\text{к}}^{2}} , (44)

где E_{0} — обозначение то же, что в формуле (16);

D_{\text{н}} — обозначение то же, что в формуле (10);

l_{\text{к}} — вылет компенсатора, см;

m_{\text{к}} — коэффициент увеличения продольных напряжений;

\Delta_{\text{к}} — суммарное продольное перемещение трубопровода в месте примыкания его к компенсатору от воздействия температуры и внутреннего давления, см;

\rho_{\text{к}} — радиус изгиба оси отвода, см;

l_{\text{п}} — ширина полки компенсатора, см.

12.6.3 Коэффициенты уменьшения жесткости k_{\text{ж}} и увеличения напряжений m_{\text{к}} для гнутых и сварных отводов компенсаторов при \lambda_{\text{к}}<0,3 определяются по формулам:

k_{\text{ж}} = \_\_\_\_ \frac{\lambda_{\text{к}}}{1,65} ; (45)

m_{\text{к}} = \_\_\_\_ \frac{0,9}{\lambda_{\text{к}}^{23}} ; (46)

\lambda_{\text{к}} = \_\_\_\_ \frac{\delta_{\text{н}} \cdot \rho_{\text{к}}}{r_{c}^{2}} , (47)

где \delta_{\text{н}} — номинальная толщина стенки трубы, см;

r_{c} — средний радиус отвода, см.

12.6.4 Реакция отпора H_{\text{к}} компенсаторов, Н, при продольных перемещениях надземного трубопровода определяется по формулам:

для П- и Z-образных компенсаторов

H_{\text{к}} = \_\_\_\_ \frac{200 \cdot W \cdot \sigma_{\text{комп}}}{m_{\text{к}} \cdot l_{\text{к}}} ; (48)

для Г-образных компенсаторов

H_{\text{к}} = \_\_\_\_ \frac{200 \cdot W \cdot \sigma_{\text{комп}}}{l_{\text{к}}} , (49)

где W — момент сопротивления сечения трубы, см3;

\sigma_{\text{комп}} , m_{\text{к}} , l_{\text{к}} — 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 Особенности расчета трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах

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

\sigma_{\text{пр}.N} = \_\_\_\_ \frac{\pm 0,04 \cdot m_{0} \cdot k_{0} \cdot k_{\text{п}} \cdot a_{c} \cdot E_{0} \cdot T_{0}}{c_{p}} , (50)

где m_{0} — коэффициент защемления трубопровода в грунте, определяемый по 12.7.6;

k_{0} — коэффициент, учитывающий ответственность трубопровода, определяется по 12.7.7;

k_{\text{п}} — коэффициент повторяемости землетрясений, определяемый по 12.7.8;

a_{\text{с}} — сейсмическое ускорение, см/с2, определяемое по данным сейсмического районирования и микрорайонирования с учетом требований 12.7.2;

E_{0} — обозначение то же, что в формуле (16);

T_{0} — преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при инженерных изысканиях, с;

c_{p} — 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 m_{0} следует определять на основании материалов инженерных изысканий. Для предварительных расчетов его допускается принимать по таблице 16.

При выборе значения коэффициента m_{0} необходимо учитывать изменения состояния окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.

12.7.7 Коэффициент k_{0} , 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 k_{\text{п}} 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 Соединительные детали трубопроводов

12.8.1 Расчетную толщину стенки деталей (тройников, отводов, переходников и днищ) \delta_{\text{д}} , см, трубопроводов при действии внутреннего давления следует определять по формуле

\delta_{\text{д}} = \_\_\_\_ \frac{n \cdot p \cdot D_{\text{д}}}{2 \cdot (R_{1(\text{д})} + n \cdot p)} \_\_\_\_ \cdot \eta_{\text{в}} . (51)

Толщина стенки основной трубы тройника \delta_{\text{м}} , см, определяется по формуле (51), а толщина стенки ответвления \delta_{\text{о}} , см, определяется по формуле

\delta_{\text{о}} = \delta\_\_\_\_ \frac{R_{1(\text{м})}D}{{}^{\text{м}}R_{1(\text{о})}D} \_\_\_\_ \cdot \_\_\_\_ \frac{{}_{()}D_{\text{о}}}{{}_{()}D_{\text{м}}} . (52)

Толщина стенки после расточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом \delta_{\text{к}.\text{д}} , см (толщина свариваемой кромки), определяется из условия:

\delta_{\text{к}.\text{д}} \geq \_\_\_\_ \frac{n \cdot p \cdot D_{\text{д}}}{2 \cdot (R_{1(\text{д})} + n \cdot p)} , (53)

где n, p — обозначения те же, что в формуле (10);

D_{\text{д}} — наружный диаметр соединительной детали, см;

\eta_{\text{в}} — 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 \gamma<12^{\circ} и выпуклых днищ \eta_{\text{в}} = 1 ;

R_{1(\text{д})} — расчетное сопротивление материала детали (для тройников R_{1(\text{д})} = R_{1(\text{м})} ), МПа;

R_{1(\text{о})} , R_{1(\text{м})} — расчетные сопротивления материала ответвления и магистрали тройника, МПа;

D_{\text{о}} — наружный диаметр ответвления тройника, см;

D_{\text{м}} — 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

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

(\sigma_{1}^{2} - \sigma_{1} \cdot \sigma_{2} + \sigma_{2}^{2} + 3 \cdot \sigma_{\text{кр}}^{2})^{12} \leq R_{2}^{\text{н}} , (54)

где \sigma_{1} , \sigma_{2} , \sigma_{\text{кр}} — напряжения кольцевое, продольное и касательное в наиболее напряженной точке тройникового соединения соответственно, определяемые от нормативных нагрузок и воздействий;

R_{2}^{\text{н}} — обозначение то же, что в формуле (3).

13 Охрана окружающей среды

13.1 В проектной документации на прокладку трубопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды при сооружении трубопроводов и последующей их эксплуатации, соответствующие требованиям государственного законодательства РФ и межгосударственным соглашениям.

13.2 При подземной и наземной (в насыпи) прокладках трубопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений — перемычки, предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдоль трубопровода.

13.3 При прокладке трубопроводов в земляных насыпях на пересечениях через балки, овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропускных сооружений (лотков, труб и т.п.). Поперечное сечение водопропускных сооружений следует определять по максимальному расходу воды повторяемостью один раз в 50 лет.

13.4 Крепление незатопляемых берегов в местах пересечения подземными трубопроводами следует предусматривать до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м — над высотой вкатывания волн на откос.

На затопляемых берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем к откосу, длиной 1 — 5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектной документацией в зависимости от геологических и гидрогеологических условий.

13.5 Проектные решения по прокладке в оползневых районах должны приниматься из условия исключения возможного нарушения природных условий (глубокие забивные и буронабивные сваи или столбы и т.п.) и содержать информацию о допустимых изменениях параметров, характеризующих безопасность сооружения и эксплуатации трубопровода.

13.6 При прокладке трубопроводов необходимо предусматривать рекультивацию плодородного слоя почвы.

13.7 Основным принципом использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания должен являться принцип I по пункту 9.5.5.

13.8 При пересечении трубопроводом участков с подземными льдами и наледями, а также при прокладке трубопроводов по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов проектной документацией должны предусматриваться:

специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов;

мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;

подсыпка грунта и замена пучинистых грунтов на непучинистые;

дренаж и сток вод;

выравнивание и уплотнение грунтового валика над трубопроводом.

13.9 При прокладке трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах на участках с льдистостью менее 0,1 допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. На участках с таликами используются грунты основания в талом состоянии. Допускается многолетнее промораживание талых непучинистых грунтов при прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

13.10 На участках трассы трубопроводов, прокладываемых в пределах урочищ с интенсивным проявлением криогенного пучения, необходимо предусматривать проектные решения по предупреждению деформаций оснований (уменьшение глубины сезонного оттаивания, устройство противопучинистых подушек и т.п.).

Эрозирующие овраги и промоины, расположенные вблизи трассы трубопроводов, должны быть укреплены.

13.11 Требования по охране окружающей среды следует включать в проектную документацию отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

13.12 Требования к гидравлическим испытаниям и рекультивации должны регламентироваться в проектной документации в виде самостоятельных подразделов.

13.13 Для трубопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и морских районах, прилегающих к северному побережью Российской Федерации, в проектной документации должны предусматриваться дополнительные мероприятия по охране окружающей среды в этих районах согласно действующим федеральным законам Российской Федерации.

13.14 При проектировании перехода нефтепровода (нефтепродуктопровода) через судоходную реку или реку шириной русла в межень более 500 м необходимо предусматривать возможность осуществления мониторинга состояния подводных переходов.

14 Защита трубопроводов от коррозии

14.1 Общие требования

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, ГОСТ 9.602 и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр, Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

14.2 Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

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 DN 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 °C) 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 Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

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 в соответствии с СП 245.1325800.2015 (раздел 7).

(п. 14.3.3 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 °C на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °C.

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 Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

14.4.1 В условиях повышенной коррозионной опасности: в грунтах с сопротивлением грунтов до 20 Ом x м, на участках, где не менее 6 мес в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода, или на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40 °C и выше, или 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.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

14.4.2 При проектировании системы электрохимической защиты промышленных площадок следует учитывать экранирующее влияние контуров защитных заземлений.

(п. 14.4.2 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 Исключен с 08.04.2021. - Изменение № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр.

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 вдольтрассовых ЛЭП или автономных источников.

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

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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

14.5 Электрохимическая защита трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов

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, рекомендуется использовать автономные источники электроэнергии или установки протекторной защиты.

(п. 14.5.3 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

14.5.4 Исключен с 08.04.2021. - Изменение № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр.

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

14.5.6 Срок службы анодного заземления для строящихся и реконструируемых трубопроводов — в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 (пункт 5.10.4).

(п. 14.5.6 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

14.5.7 Минимальный защитный потенциал U_{\text{мин }t} при температуре грунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1 °C), в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле

U_{\text{мин }t} = U_{\text{мин }18} \cdot (1 + \beta_{u} \cdot \Delta t) , (55)

где U_{\text{мин }18} — минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18 °C (при отсутствии опасности бактериальной коррозии U_{\text{мин }18} = - 0,85\text{В} по медно-сульфатному электроду сравнения);

\beta_{u} — температурный коэффициент потенциала, °C^{- 1} (для температуры грунта от 0 °C до 18 °C \beta_{u} = 0,003 ; для температуры грунта от 18 °C до 30 °C \beta_{u} = 0,01 );

\Delta t = t_{\text{г}} - 18 ;

t_{\text{г}} — температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, °C.

14.5.8 Трубопроводы не подлежат электрохимической защите, если в процессе изыскательских и проектных работ будет обосновано отсутствие негативных факторов по ГОСТ 9.602-2016 (подпункт 8.1.4) на протяжении всего срока эксплуатации.

Примечание — Сбор исходных данных о коррозионной ситуации на проектируемом участке сооружения для принятия решения об отказе от применения электрохимической защиты сооружения должен осуществляться в период максимального растепления грунта и его естественного увлажнения.

(п. 14.5.8 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

15 Сети связи магистральных трубопроводов

15.1 Магистральные трубопроводы должны быть оборудованы сетями связи.

15.2 Проектирование сетей связи необходимо проводить в соответствии с требованиями действующих нормативных документов по проектированию линий и систем связи, утвержденных в установленном порядке, и настоящего раздела.

15.3 Сети связи магистральных трубопроводов должны обеспечивать:

централизованное управление объектами магистрального трубопровода;

функционирование автоматизированной системы управления технологическим процессом;

оперативную связь персонала диспетчерской службы;

служебную связь эксплуатационного и ремонтного персоналов в каждой точке линейной части магистрального трубопровода;

возможность выхода на каналы других операторов связи для вызова оперативных служб и взаимодействия в случае ликвидации возможных аварий;

производственную связь на территории объектов магистрального трубопроводного транспорта;

функционирование информационных сетей и передачу информации в соответствии со стандартами организаций;

функционирование и управление сетями сигнализации, оповещения, техническими средствами охраны;

управление технологическим процессом при возникновении возможных аварий и инцидентов.

Технологии, топологии и средства связи, применяемые для создания сетей связи, а также принципы их построения устанавливаются предприятиями магистрального трубопроводного транспорта.

15.4 Магистральные линии связи трубопроводов следует предусматривать в виде линий, проходящих вдоль трубопровода на всем его протяжении:

кабельных, с отводами к местам расположения трубопроводной арматуры и оборудования;

радиорелейных, с зоной доступа со всех объектов трубопровода.

Выбор типа связи должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

15.5 Сети связи состоят:

организационно — из узлов связи, радиорелейных станций, линий связи и присоединений;

технологически — из первичных и вторичных сетей.

15.6 Для управления сетью связи создается система управления, которая состоит из аппаратно-программного комплекса и каналов связи между управляющим аппаратно-программным комплексом и оборудованием сетей связи.

15.7 Узлы связи трубопроводов следует размещать, как правило, на территории объектов магистрального трубопровода. Оборудование радиорелейной связи следует размещать в непосредственной близости к узлам запорной арматуры и на площадках НПС, КС, ПС, пунктов налива и узлов приема-сдачи.

Аппаратура радиорелейной связи должна быть автоматизированная, с размещением в зданиях заводской сборки или выделенных помещениях, исключающая строительство отдельных зданий капитального типа.

15.8 На объектах магистрального трубопровода, которые строят в несколько очередей, связь должна быть обеспечена с пуском первой очереди.

15.9 Промежуточные станции радиорелейной линии связи следует размещать вдоль трубопровода в местах, обеспечивающих нормальную работу аппаратуры связи, удобство строительства и эксплуатации линии связи и по возможности приблизив их к линейным сооружениям (к запорной арматуре).

15.10 Кабельные линии связи следует предусматривать, как правило, с левой стороны магистрального трубопровода по ходу продукта, на расстоянии не менее 8 м от оси трубопровода номинальным диаметром до DN 500 и не менее 9 м — номинальным диаметром свыше DN 500.

При одновременном строительстве кабели линейной телемеханики допускается прокладывать в одной траншее с кабельной линией связи.

Расстояния от магистрального трубопровода при прокладке в сложных условиях и в случае вынужденных отступлений обосновываются в проектной документации.

15.11 Необходимость устройства специальной защиты кабеля от ударов молний обосновывается в проектной документации.

15.12 Типы кабелей определяются в проектной документации в зависимости от принятых технических решений и условий прокладки.

15.13 Глубина прокладки кабеля связи в грунтах определяется в проектной документации с учетом условий прокладки и должна быть не менее 1,2 м.

При прокладке в грунтах класса природных скальных грунтов разновидностей «прочный» и «очень прочный» при выходе скалы на поверхность, а также в грунтах разновидностей «плотный» и «очень плотный» по ГОСТ 25100, разрабатываемых взрывным или ударным способом, допускается принимать глубину залегания кабеля 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м с устройством постели из песка толщиной 0,1 м и присыпки сверху кабеля толщиной 0,1 м.

При прокладке в грунтах класса природных скальных грунтов разновидности «прочный» и «очень прочный» при наличии над скальной породой поверхностного растительного слоя различной мощности, а также в грунтах разновидности «плотный» и «очень плотный», разрабатываемых взрывным или ударным способом, допускается принимать глубину залегания кабеля 0,6 м при глубине траншеи 0,7 м с устройством постели из песка толщиной 0,1 м и присыпки сверху кабеля толщиной 0,1 м. При этом заглубление в скальную породу траншеи должно быть не более 0,5 м.

Глубина прокладки кабеля связи на землях сельскохозяйственного назначения должна устанавливаться с учетом обеспечения сохранности кабеля при проведении сельскохозяйственных работ и возможной эрозии почвы.

15.14 Подземная кабельная линия связи должна быть зафиксирована на местности замерными столбиками, которые следует устанавливать:

напротив каждой муфты и на прямых участках трассы кабеля не далее 300 м один от другого для обеспечения прямой видимости;

на криволинейных участках трассы в местах максимального (более 2 м) отклонения трассы от прямой линии между муфтами;

на переходах через водные преграды;

на пересечениях с автомобильными и железными дорогами и съездами с дорог по обеим их сторонам;

на пересечениях с подземными коммуникациями различного назначения;

на концах грозозащитных проводов;

в местах установки блоков термодатчиков.

Замерные столбики на пахотных землях не устанавливаются.

15.15 На подводных переходах трубопроводов в одну нитку прокладку кабеля связи следует предусматривать на расстоянии от оси трубопровода в зависимости от инженерно-геологических и гидрологических условий, диаметра трубопровода, а также принятой технологии производства работ, но не менее 10 м.

На многониточных подводных переходах расстояние от оси крайнего трубопровода должно быть не менее 10 м.

В особых случаях, с соответствующим обоснованием, допускается укладка кабеля связи в одной траншее с трубопроводом, а также укладка кабеля связи непосредственно на сплошном бетонном покрытии трубопровода или внутри сплошного бетонного покрытия в специальных кабель-каналах.

Необходимость прокладки резервной нитки кабеля связи устанавливается в проектной документации.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

15.16 На пересечениях с железными дорогами укладку кабеля связи допускается предусматривать в трубах (футлярах), размещенных внутри защитного футляра трубопровода.

В случае прокладки кабеля связи вне защитного футляра трубопровода его следует прокладывать в хризотилцементных или полимерных трубах диаметром 100 мм, размещенных на расстоянии не менее 8 м от оси трубопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину не менее 1 м.

15.17 Кабельные переходы через водные преграды допускается выполнять:

кабелями, проложенными способом горизонтально-направленного бурения;

кабелями, прокладываемыми под водой с заглублением в грунт;

кабелями, прокладываемыми по мостам;

подвесными кабелями на опорах.

15.18 На переходах через водные преграды со стабильным руслом кабели связи должны заглубляться на глубину не менее 1 м. На переходах через реки с изменяющимся руслом и особыми гидрогеологическими условиями величина заглубления кабеля определяется в проектной документации, при этом прокладка кабелей должна проводиться на глубину не менее 0,5 м ниже расчетной отметки возможного размыва дна на ближайшие 25 лет.

15.19 Кабель связи при пересечении с железнодорожными и (или) автомобильными дорогами следует прокладывать в соответствии с техническими условиями владельцев пересекаемых коммуникаций.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Угол пересечения кабеля с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°, но не менее 60°.

Угол пересечения кабеля связи с трубопроводами должен быть не менее 60° (при бестраншейной прокладке — не менее 30° для газопроводов, для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов — не нормируется).

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Кабель связи при пересечении с инженерными коммуникациями следует прокладывать в защитных футлярах на расстоянии между ними по вертикали в свету не менее:

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

с трубопроводами, транспортирующими горючие или легковоспламеняющиеся вещества, водопроводными и канализационными трубопроводами, трубопроводами теплосетей — 0,15 м;

с силовыми кабелями напряжением до 220 кВ — 0,53 м;

с кабелями связи — 0,15 м;

с кабелями радиотрансляционных сетей — 0,25 м.

15.20 Кабель в траншее следует укладывать «змейкой» для обеспечения запаса длины, необходимого для компенсации возможных деформаций грунта.

15.21 Для обеспечения сохранности кабеля следует прокладывать сигнальную ленту в траншее поверх кабеля связи.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

15.22 В случае необходимости дополнительной защиты кабеля от механических повреждений следует предусматривать прокладку кабеля в железобетонных лотках, хризотилцементных, полимерных или стальных трубах.

15.23 Допускается прокладка кабеля связи путем его подвески на одних опорах с ВЛ. Подвеска кабеля связи допускается только на опорах габарита 10 кВ и выше.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Конструкция и тип оптического кабеля для подвеса на опорах определяют в проектной документации с учетом условий строительства и в соответствии с [3].

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Опоры ВЛ, на которые подвешивается кабель, и их закрепление в грунте должны быть рассчитаны с учетом возникающих при этом дополнительных нагрузок.

15.24 При пересечении с магистральным трубопроводом методом горизонтально-направленного бурения кабель связи прокладывается в защитном футляре (кожухе) на расстоянии в свету между верхней образующей кожуха кабельной линии связи и нижней образующей трубопровода не менее 5 м.

(п. 15.24 введен Изменением № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

16 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов

16.1 Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных углеводородных газов фракций \text{С}_{3} и \text{С}_{4} и их смесей, нестабильного бензина и нестабильного конденсата (далее — СУГ), следует выполнять в соответствии с требованиями, предъявляемыми к магистральным газопроводам, а также настоящего раздела, за исключением требований, приведенных в 6.1, 6.4, 6.5, 7.16, 7.17, 8.2.4 - 8.2.6.

При проектировании указанных трубопроводов следует также руководствоваться нормами технологического проектирования трубопроводов СУГ и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

16.2 Трубопроводы для транспортирования СУГ (далее — трубопроводы) должны быть категории I независимо от их диаметра и вида прокладки, за исключением участков, которые должны предусматриваться категорией B:

переходы через железные дороги общей сети, автомобильные дороги общего пользования категорий I и II и водные судоходные преграды с примыкающими к этим переходам по обеим сторонам участками длиной не менее значений, приведенных в таблице 20;

трубопроводы в пределах территории НПС, в том числе внутри зданий;

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

трубопроводы на участках по 16.6;

трубопроводы на участках, где в соответствии с примечаниями к таблице 20 настоящими нормами допускается сокращать нормативные расстояния.

Таблица 20

16.7 Запорную арматуру, предусматриваемую к установке на трубопроводах в соответствии с 8.2.1, следует размещать непосредственно у границ участка категории I.

16.8 В качестве линейной запорной арматуры необходимо предусматривать арматуру бессальниковой конструкции, предназначенную для бесколодезной установки.

16.9 Запорная арматура должна быть стальной и предназначаться для соединения с трубопроводами при помощи сварки.

Применение фланцевой арматуры допускается только для подключения трубопроводов к оборудованию, а также к устройствам, используемым при производстве ремонтных работ.

Затворы запорной арматуры должны соответствовать классу герметичности А по ГОСТ 9544.

16.10 Расстояние между линейной запорной арматурой, устанавливаемой на трубопроводе, должно быть не более 10 км.

16.11 Линейная запорная арматура, а также запорная арматура, устанавливаемая у границ участков категории B, должна иметь дистанционное управление в соответствии с нормами технологического проектирования.

При этом для участков, оговоренных в 16.6, должно предусматриваться автоматизированное отключение запорной арматуры в случае утечки СУГ.

Методы обнаружения утечек регламентируются нормами технологического проектирования.

16.12 При параллельной прокладке трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны располагаться со смещением относительно друг друга не менее чем на 50 м.

16.13 Каждый узел запорной арматуры должен иметь обвязку трубопроводами номинальным диаметром DN 100 — 150, обеспечивающую возможность перепуска и перекачки СУГ из одного участка в другой и подключения инвентарного устройства утилизации.

16.14 Не допускается для трубопроводов сжиженных углеводородных газов устройство колодцев для сбора продукта из футляров, предусматриваемых на переходах через железные и автомобильные дороги.

16.15 Трубопроводы номинальным диаметром DN 150 и более должны оснащаться узлами приема и пуска очистных устройств. Места расположения этих узлов устанавливаются в проектной документации в зависимости от конкретного профиля трассы трубопровода, но не более 100 км друг от друга.

При параллельной прокладке трубопроводов узлы приема и пуска СОД на соседних трубопроводах должны быть смещены относительно друг друга на 150 м. Освобождение от СУГ камер пуска и приема средств очистки и диагностики проводится в соответствии с нормами технологического проектирования.

16.16 Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами приема и пуска очистных устройств, должны быть равнопроходными.

16.17 Пункты дистанционного управления узлами приема и пуска очистных устройств должны размещаться за пределами границы, определяемой радиусом, равным расстояниям, указанным в поз. 3 таблицы 20 (для узла пуска — в направлении движения очистного устройства, для узла приема — в направлении, противоположном движению очистного устройства).

(п. 16.17 в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

16.18 Насосные станции, размещенные на расстоянии менее 2000 м от зданий и сооружений, должны располагаться на более низких отметках по отношению к этим объектам.

16.19 Головные насосные станции следует располагать на площадках заводов-поставщиков, используя емкости, системы энерго- и водоснабжения и другие вспомогательные службы этих предприятий.

(в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

16.20 Промежуточные насосные станции должны располагаться на специально отведенных территориях с учетом требований норм технологического проектирования. Размещать насосные станции перед переходами через реки с шириной в межень свыше 200 м не допускается.

16.21 Минимальное расстояние от насосной станции до населенных пунктов, отдельных зданий и сооружений следует принимать по таблице 20 как для трубопровода, к которому относится насосная станция.

16.22 Запорная арматура на отводах от насосов к всасывающим и нагнетательным коллекторам должна предусматриваться с дистанционным управлением и размещаться: для оперативной работы — внутри здания насосной станции, для аварийных отключений — снаружи, на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания насосной станции.

16.23 Факел для сжигания газов при продувке резервуаров, насосов и трубопроводов насосной станции должен иметь высоту не менее 10 м и располагаться от ближайшего здания, сооружения, машины или аппарата насосной станции на расстоянии, устанавливаемом исходя из допустимого воздействия теплового потока на эти объекты, но не менее 60 м.

16.24 Трубопроводы насосных станций в пределах промышленных площадок следует прокладывать надземно на отдельно стоящих опорах или эстакадах. При этом всасывающие трубопроводы необходимо прокладывать с уклоном к насосам, а нагнетательные — от насосов. На трубопроводах не должно быть изгибов в вертикальной плоскости, препятствующих свободному стоку продукта.

16.25 Узлы подключения трубопровода к промежуточным насосным станциям должны оборудоваться дистанционно управляемой арматурой для отключения насосных от трубопровода без прекращения его работы.

16.26 Минимальное давление в любой точке трубопровода (с целью предотвращения образования двухфазного потока) должно быть выше упругости паров продукта на 0,5 МПа.

16.27 Необходимость установки опознавательных столбиков (знаков) и их оформление на переходах трубопроводов через железные дороги общей сети решается по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области железнодорожного транспорта.

16.28 Система автоматики, безопасности и управления процессом транспортирования СУГ должна предусматриваться в соответствии с нормами технологического проектирования.

16.29 На переходах трубопроводов через проселочные и лесные дороги должны предусматриваться решения по защите трубопроводов от повреждения (прокладка в защитных металлических футлярах, покрытие железобетонными плитами и др.).

16.30 Подводные переходы трубопроводов через судоходные и сплавные водные преграды должны быть проложены в защитном кожухе.

(п. 16.30 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

17 Материалы и изделия

Материалы и изделия, применяемые для строительства магистральных трубопроводов, должны соответствовать требованиям технических регламентов и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям действующих стандартов и настоящего свода правил.

17.1 Трубы и соединительные детали

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

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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.

(п. 17.1.1 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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 DN 800 включительно величин, приведенных в соответствующих стандартах, по которым допускается применение труб для магистральных трубопроводов, а для труб номинальным диаметром свыше DN 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 DN 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.

Таблица 21

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Количество вязкой составляющей в изломе образца ИПГ основного металла трубы с толщиной стенки более 7,5 мм приведено в таблице 21. Количество вязкой составляющей в изломе образца ИПГ следует определять по ГОСТ 30456.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Ударную вязкость на образцах Менаже (KCU) следует определять при температуре минус 40 °C, для районов Крайнего Севера и приравненных к ним — при минус 60 °C 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 [\text{С}]_{\text{э}} низкоуглеродистых низколегированных сталей, независимо от состояния их поставки — горячекатаные, нормализованные и термически упрочненные, — определяется по формуле

, (56)

где C, Mn, Cr, Mo, V, Ni, Cu — 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)

Cu, Ni, Cr, содержащиеся в трубных сталях как примеси, в расчете не учитываются.

Величина [\text{С}]_{\text{э}} 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, неотремонтированных 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 более 3,0 мм с перекрытием швов не менее 1,0 мм.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

Отклонение профиля наружной поверхности трубы от окружности в зоне сварного соединения по дуге 200 мм на концевых участках длиной 200 мм от торцов:

• не более 0,15% от наружного диаметра трубы для труб свыше DN 800;
• не более 1,2 мм для труб от DN 500 до DN 800 включительно.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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. Обработка кромок проводится механическими способами.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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.

Допускается исключение гидравлического испытания бесшовных труб номинальным диаметром до DN 200 включительно при условии проведения заводом-изготовителем 100% контроля труб физическими неразрушающими методами, обеспечивающими способность труб выдерживать гидростатическое давление.

(абзац введен Изменением № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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.

(п. 17.1.14 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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 должны применяться следующие конструкции соединительных деталей:

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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).

(п. 17.1.16 в ред. Изменения № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр)

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 D_{0} + 200\text{мм} , а высота ответвления — не менее 0,2D_{0} , но не менее 100 мм. Радиус закругления в области примыкания ответвления должен быть не менее 0,1D_{0} .

Длина переходников должна удовлетворять условию

l = \_\_\_\_ \frac{D - d}{2t} \_\_\_\_ \cdot \_\_\_\_ \frac{d1}{tg\gamma} \_\_\_\_ + 2 \cdot a , (58)

где D и d — наружные диаметры концов переходника, мм;

\gamma — угол наклона образующей переходника, принимаемый менее 12°;

a — 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 D_{o}/D_{\text{м}} 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 B.

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

\delta_{\text{к}.\text{д}(\text{а})} \cdot R_{1\text{д}}^{\text{н}} \geq \delta_{\text{н}} \cdot R_{1\text{т}}^{\text{н}} , (59)

где \delta_{\text{к}.\text{д}(\text{а})} — толщина свариваемой кромки детали (арматуры), см;

R_{1\text{д}}^{\text{н}} , R_{1\text{т}}^{\text{н}} — 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 Сварочные материалы

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 Изделия

17.3.1 Для изолирующих фланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 33259. Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 10^{3}\text{Ом} .

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 30 x 6 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 DN 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 DN 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/м3 (для особо тяжелых бетонов — не менее 2900 кг/м3) или других материалов при соответствующем обосновании.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 17.3.5), железобетона или других материалов в виде двух половин с плотностью по 17.3.7.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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 17.3.7.

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

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

Приложение А (справочное)

ГРАФИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТРОЙНИКОВ

\eta_{\text{в}} — коэффициент несущей способности деталей; D_{o}/D_{\text{м}} — отношение наружного диаметра ответвления тройника к наружному диаметру основной трубы тройника

1 — для сварных без усиливающих накладок; 2 — для штампованных и штампосварных

Рисунок А.1. График для определения коэффициента несущей способности тройников \eta_{\text{в}}

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Позиция исключена с 19 февраля 2017 года. - Изменение № 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 № 580/пр.

2. Правила охраны магистральных трубопроводов (утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 22.04.1992 № 9)

3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание 7 (утв. Приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204)

4. Правила плавания по внутренним водным путям (утверждены приказом Министерства транспорта Российской Федерации от 19 января 2018 г. № 19) (в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)

5. ОСТ 26.260.01-2001 Сосуды и аппараты стальные эмалированные. Общие технические условия

УДК 622.692.4.07 (083.74)

ОКС 91.010, ОКС 75.200

Ключевые слова: магистральный трубопровод, расчет трубопроводов, проектная документация, защита от коррозии, линии технологической связи, категория трубопроводов, минимальное расстояние, переходы через препятствия

(в ред. Изменения № 3, утв. Приказом Минстроя России от 05.02.2021 № 45/пр)