Файл: Сп 36. 13330. 2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция сниП 05. 0685.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 258
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
"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) (ред. от
18.08.2016)
строительно-монтажных работ, расстояния допускается принимать как для земель, на которых не требуется снятие и восстановление плодородного слоя.
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.
Применение на обязательной основе пункта 7.20 обеспечивает соблюдение требований Федерального закона от
30.12.2009 N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Постановление Правительства
РФ от 26.12.2014 N 1521).
7.20. Расстояние между параллельными нитками трубопроводов (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу), прокладываемых в одном техническом коридоре в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в многолетнемерзлых грунтах), следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее:
между газопроводами - значений, приведенных в таблице 9;
между нефтепроводами и нефтепродуктопроводами - в соответствии с 7.17 и 7.18;
между нефтепроводами и газопроводами - 1000 м.
Таблица 9
Способ прокладки параллельных ниток газопроводов
Минимальное расстояние в свету между нитками, м, при номинальном диаметре газопроводов DN
Первой
Второй до 700
свыше 700 до
1000
свыше 1000 до
1400
Подземный
Подземный
60 75 100
Наземный
Наземный
50 60 80
Подземный
Наземный
50 60 80
Подземный
Надземный
50 60 80
Надземный
Надземный
40 50 75
Наземный
Надземный
40 50 75 7.21. Проектируемые трубопроводы должны располагаться на всем протяжении, как правило, с одной стороны от существующих трубопроводов при параллельной их прокладке.
Применение на обязательной основе пунктов 7.22, 7.24, 7.25 обеспечивает соблюдение требований Федерального закона от 30.12.2009 N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Постановление
Правительства РФ от 26.12.2014 N 1521).
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
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 30
"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) (ред. от
18.08.2016)
продукта в водотоки и на территорию населенных пунктов.
7.23. Места расстановки НПС, ПС определяются в проектной документации по результатам инженерных изысканий, с учетом профиля трассы магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)
и возможных режимов перекачки.
7.24. В местах пересечений магистральных трубопроводов с линиями электропередачи напряжением
110 кВ и выше должна предусматриваться только подземная прокладка трубопроводов под углом не менее
60°. При этом трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения, должны приниматься категории II.
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.
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.
Применение на обязательной основе пункта 8.1.3 обеспечивает соблюдение требований Федерального закона от
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 31
"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) (ред. от
18.08.2016)
30.12.2009 N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Постановление Правительства
РФ от 26.12.2014 N 1521).
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
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12
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, ПС, НС, узлам пуска и приема СОД, переходам через водные преграды в две нитки и более, перемычкам и узлам подключения трубопроводов необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых компенсаторов П-образной (т.е. незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов-упоров тех же конфигураций.
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.
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
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 32
"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) (ред. от
18.08.2016)
узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;
на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м на расстоянии 300 - 500 м от
ГРС;
на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений на расстоянии не менее:
газопровода номинальным диаметром DN 1400 ..................... 1000 м;
газопровода номинальным диаметром менее DN 1400
до DN 1000 включ. ................................................. 750 м;
газопровода номинальным диаметром менее DN 1000 ............... 500 м
(охранные краны);
(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 N 580/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.
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 33