Главная / Светильники

Нормативные документы. Нормативные документы Тс заменяющие снип по строительству магистральных нефтепроводов

На сайте собрана актуальная документация (СНиП, ГОСТ, СТО и т.п.) для канализационных систем и водоснабжения. Перейдя по ссылке вы можете прочитать, скачать или распечатать любой документ. Все документы в формате PDF. Все нормативные документы представленные на этой странице предназначены для ознакомительных целей.

СНиПы

1) Бетонные и железобетонные конструкции –

2) Водоснабжение. Наружные сети и сооружения –

3) Внутренний водопровод и канализация зданий –

4) Канализация. Наружные сети и сооружения –

5) Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации –

6) Магистральные трубопроводы –

7) Внутренние санитарно-технические системы –

ГОСТы и ТУ

1) Система проектной документации для строительства. Водоснабжение и канализация. Наружные сети. Рабочие чертежи –

2) Установки компактные для очистки бытовых сточных вод. Типы, основные параметры и размеры –

3) Люки чугунные для смотровых колодцев. Технические условия –

4) Канализация. Термины и определения –

5) Конструкции бетонные и железобетонные для колодцев канализационных, водопроводных и газопроводных сетей. Технические условия –

6) Арматура санитарно-техническая водосливная. Технические условия –

7) Трубы керамические канализационные. Технические условия –

8) Трубы чугунные канализационные и фасонные части к ним. Общие технические условия –

9) Устройства водоочистные. Общие требования к эффективности и методы ее определения –

10) Люки смотровых колодцев и дождеприемники ливнесточных колодцев. Технические условия –

11) Трубы чугунные канализационные и фасонные части к ним –

12) Трубы и фасонные части из полиэтилена для систем внутренней канализации. Технические условия –

13) Трубы полимерные со структурированной стенкой и фасонные части к ним для систем наружной канализации. Технические условия –

14) Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия –

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИСТ Миннефтегазстроя (канд. техн. наук И. Д. Красулин - руководитель темы, кандидаты техн. наук В. В. Рождественский, А. Б. Айнбиндер, инж. Л.А. Соловьева, кандидаты техн. наук В. Ф. Храмихина, А. С. Болотов, Н. П. Глазов, С. И. Левин, В. В. Спиридонов, А. С. Гехман, В. В. Притула, В. Д. Тарлинский, А. Д. Яблоков) с участием ЮжНИИГипрогаза (И. И. Панков и Н. Н. Желудков}, Государственного газового надзора СССР Р. Г. Торопова). ВНИИГаза Мингазпрома (кандидаты техн. наук С. В. Карпов и 3. И.Нефедова] , Гипротрубопровода Миннефтепрома (Б. А. Алимов] и МИНХиГП им И. М. Губкина Минвуза СССР (д-р техн. наук, проф. Л. Г. Телегин).

ВНЕСЕНЫ Миннефтегазстроем.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Главтехнормированием Госстроя СССР (И. В. Сессин).

Магистральные трубопроводы

Взамен СНиП

Настоящие нормы распространяются на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них условным диаметром до 1400 мм включ. с избыточным давлением среды свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 10 МПа (100 кгс/см2) (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

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

б) сжиженных углеводородных газов фракций С3 и С4 и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 40?? С не свыше 1,6 МПа (16 кгс/см2) из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

в) товарной продукции в пределах компрессорных (КС) и нефтеперекачивающих станций (НПО), станций подземного хранения газа (СПХГ), дожимных компрессорных станций (ДКС), газораспределительных станций (ГРС) и узлов замера расхода газа (УЗРГ);

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

В состав магистральных трубопроводов входят:

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

установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;

здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, КС и ГРС;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов; указатели и предупредительные знаки.

Настоящие нормы не распространяются на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, а также трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 °С.

Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования стабильного конденсата и стабильного бензина, следует производить в соответствии с требованиями настоящих норм, предъявляемыми к нефтепроводам.

К стабильному конденсату и бензину следует относить углеводороды и их смеси, имеющие при температуре плюс 20 ° С упругость насыщенных паров менее 0,2 МПа (2 кгс/см2) (абс).

Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °С свыше 0,2 МПа (2 кгс/см2) - сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов - следует осуществлять в соответствии с требованиями, изложенными в разд. 12.

тивных документов по проектированию соответствующих зданий и сооружений, утвержденных Госстроем СССР, с учетом требований настоящих норм.

Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа (12 кгс/см2) и менее, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа (25 кгс/см2), предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных предприятий, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП????-37-76, СНиП????-106-79 и СНиП 2.05.13-83.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Магистральные трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы)1 следует прокладывать подземно (подземная прокладка).

Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в п. 7.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

1.2. Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам - в техническом коридоре.

1.3. Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит понимать систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата) .

В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

1.4. Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими коридорами устанавливаются согласно СНиП????-10-74.

1.5. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

1.6. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

1 В тексте норм, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов: „магистральный (е) трубопровод(ы)" будет употребляться слово „трубопровод(ы) ".

1.7. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

1.8. Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

Класс - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до100кгс/см2) включ.;

II класс - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включ.

2.2. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм:

Класс - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;

II класс - то же, свыше 500 до 1000 включ.;

III класс - то же. свыше 300 до 500 включ.;

IV класс - 300 и менее.

2.3. Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл. 1.

Таблица 1

	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
		Принимается

		СНиП??????-42-80


Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

Таблица 2

Таблица 3

Назначение участков трубопроводов
	газопроводов при прокладке	нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке
	подземной	наземной	надземной	подземной	наземной	надземной
1. Переходы через водные преграды: а) судоходные - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода. мм:
1000 и более

б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:
1000 и более

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м-в русловой части, оросительные и деривационные каналы
г) горные потоки (реки)
д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:
700 и более

е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности
2. Переходы через болота типа:


3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):
а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги
б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей
в) автомобильные дороги?? и???? категории, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна
г) автомобильные дороги??????, ??????-п, IV, ????-п категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги
д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна
е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в табл. 4, примыкающие к переходам:
через все железные дороги и автомобильные дороги?? и???? категорий
через автомобильные дороги??????, IV, ??????-п, ????-п и V категорий
4. Трубопроводы в горной местности при укладке: а) на полках
б) в тоннелях
5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь
6. Трубопроводы, прокладываемые по поличным и орошаемым землям:
а) хлопковых и рисовых плантаций
б) прочих сельскохозяйственных культур
7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1
8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты
9. Узлы установки линейной арматуры(за исключением участков категорий В и??) и примыкающие к ним участки длиной 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла линейной части трубопровода
10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В и??)
11.Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков???? категории, приведенных в поз. 3 е
12.Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз.5 табл. 4
13.Межпромысловые коллекторы
14.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним
15.Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов
1б.Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС. НПС. УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа
17.Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, УКПГ, СПХГ, УППГ, ДКС (щлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территорий указанных сооружений
18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м
19.Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны
20. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопровода- ми, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации
21. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз. 20, и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см2) и более и нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации
22. Пересечения (в обе стороны) в преде- лах расстояний, указанных в поз. 12 табл. 4, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:
а) 500 и более
б) от 330 до 500

23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям
24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи
25. Нефтепроводы и нефтепродуктопрово- ды, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имею- щих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоя. нии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм				(без предварительного гидравлического испытания на трассе)
26. Газопроводы, нефте-и нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установ- ки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14 и15, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м в обе стороны от них
	(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)
вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию. 2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП??????-42-80. 3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве 4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.
5. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора) , при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21,и при параллельной прокладке в соответствии с поз. 26, не подлежат замене трубопроводами более высокой 6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз. 3. 8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз. 1д для газопроводов не обязательно. для судоходных - по поз. 1а; „ несудоходных - по поз. 1б и 1в.

1 Область применения

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

б) сжиженных углеводородных газов фракций С3 и С4 и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 40 °С 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 магистральных нефтепроводов прокладываемых для подключения их к предприятиям по переработке, перевалке и хранению нефти, в морских акваториях и промыслах, а также трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 °С.

Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования стабильного конденсата и стабильного бензина, следует выполнять в соответствии с требованиями настоящего свода правил, предъявляемыми к нефтепроводам. К стабильному конденсату и бензину следует относить углеводороды и их смеси, имеющие при температуре плюс 20 °С упругость насыщенных паров менее 0,2 МПа (абс).

1.2 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °С свыше 0,2 МПа - сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов - следует выполнять в соответствии с требованиями раздела 16. Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ПС, ГРС, СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование соответствующих зданий и сооружений, с учетом требований настоящего свода правил. Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа и менее и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных организаций, следует выполнять в соответствии с требованиями СП 62.13330, СП 110.13330 и СП 125.13330, технических регламентов, стандартов и других нормативных документов в области технического регулирования.

В настоящем своде правил использованы ссылки на следующие нормативные документы: ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ Р 52568-2006 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия ГОСТ 3845-75 Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим 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 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 9238-83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах ГОСТ 9466-75 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 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов ГОСТ 10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения ГОСТ 20448-90 Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально- бытового потребления. Технические условия ГОСТ 25100-2011 Грунты. Классификация ГОСТ 30456-97 Металлопродукция. Прокат листовой и трубы стальные. Методы испытания на ударный изгиб СП 14.13330.2011 «СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах» СП 16.13330.2011 «СНиП II-23-81* Стальные конструкции» СП 18.13330.2011 «СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий» СП 20.13330.2011 «СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия» СП 21.13330.2012 «СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах» СП 22.13330.2011 «СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений» СП 24.13330.2011 «СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты» СП 25.13330.2012 «СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах» СП 28.13330.2012 «СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии» СП 47.13330.2012 «СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения» СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы» СП 86.13330.2012 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы» СП 110.13330.2011 «CНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы» СП 125.13330.2012 «СНиП 2.05.13-90 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов» СНиП 2.01.51-90 «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны»

Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим сводом правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем своде правил применены следующие термины с соответствующими определениями:

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

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

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

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

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

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

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

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

3.9 защита катодная: Торможение скорости коррозионного процесса посредством сдвига потенциала оголенных участков трубопровода в сторону более отрицательных значений, чем потенциал свободной коррозии этих участков.

3.10 изгиб трубопровода упругий: Изменение направления оси трубопровода (в вертикальной или горизонтальной плоскостях) без использования отводов.

3.11 кабель дренажный: Проводник, соединяющий минусовую клемму источника постоянного тока с трубопроводом (катодная дренажная линия) и плюсовую клемму - с анодным заземлением (анодная дренажная линия).

3.13 компенсатор: Специальная конструкция или участок трубопровода заданной кривизны, предназначенный для восприятия температурных перемещений.

3.14 лупинг: Трубопровод, проложенный параллельно основному трубопроводу и соединенный с ним для увеличения его пропускной способности.

3.15 охранная зона магистрального трубопровода: Территория или акватория с особыми условиями использования, установленная вдоль магистрального трубопровода для обеспечения его безопасности.

3.16 переход трубопровода подводный: Участок трубопровода, проложенный через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 и глубиной свыше 1,5 м, или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.

3.17 покрытие защитное: Материал и (или), конструкция, изолирующая наружную или внутреннюю поверхность трубопровода от внешней или внутренней среды.

3.18 потенциал защитный: катодный потенциал, обеспечивающий требуемое торможение коррозионного процесса.

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

3.20 протектор: электрод, выполненный из металла или сплава, имеющего более отрицательный потенциал, чем защищаемый трубопровод.

3.21 резервирование технологическое: наличие взаимно резервирующих технологических агрегатов, предназначенных для включения в работу одного из них в случае вывода из работы при неисправности другого.

3.22 система сглаживания волн давления: Сооружение, оснащенное комплексом технических устройств, обеспечивающее защиту магистральных трубопроводов и промежуточных нефтеперекачивающих (перекачивающих) станций от перегрузок по давлению при аварийной остановке одного или нескольких насосных агрегатов.

3.23 соединение изолирующее: вставка между двумя участками трубопровода, нарушающая его электрическую непрерывность.

3.24 станция катодная: Комплекс электротехнического оборудования, предназначенный для создания постоянного электрического тока между анодным заземлителем и подземным сооружением (трубопровод, резервуар и др.) при катодной защите последнего от коррозии. П р и м е ч а н и е - Различают сетевые катодные станции (наиболее распространены), источником электроэнергии для которых являются линии электропередачи, и автономные, в состав которых входят автономные источники питания.

3.25 станция компрессорная: объект магистрального газопровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема и перекачки газа по магистральному газопроводу.

3.26 станция перекачивающая: объект магистрального нефтепродуктопровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефтепродуктов по магистральному нефтепродуктопроводу.

3.27 станция насосная: объект магистрального трубопровода сжиженных углеводородных газов, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки сжиженных углеводородных газов по магистральному трубопроводу.

3.28 станция нефтеперекачивающая: объект магистрального нефтепровода, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.

3.29 токи блуждающие: токи в земле, протекающие вне предназначенных для них цепей и возникающие вследствие работы посторонних источников тока постоянного или переменного напряжения (электрифицированный транспорт, сварочные агрегаты, устройства электрохимической защиты посторонних сооружений и пр.).

3.30 трасса трубопровода: положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.

3.31 трубопровод магистральный: Единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя здания, сооружения, его линейную часть, в том числе объекты, используемые для обеспечения транспортирования, хранения и (или) перевалки на автомобильный, железнодорожный и водный виды транспорта жидких или газообразных углеводородов, измерения жидких (нефть, нефтепродукты, сжиженные углеводородные газы, газовый конденсат, широкая фракция легких углеводородов, их смеси) или газообразных (газ) углеводородов, соответствующих требованиям законодательства Российской Федерации.

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

СНиП 2.05.06-85*

Москва 1997

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИСТ Миннефтегазстроя (канд. техн. наук - руководитель темы, кандидаты техн. наук , инж. Л. А. Соловьева, кандидаты техн. наук , А. С. Болотов, Н. П. Глазов,) с участием ЮжНИИГипрогаза ( и ), Государственного газового надзора СССР Р. Г. Торопова), ВНИИГаза Мингазпрома (кандидаты техн. наук и 3. И. Нефедова), Гипротрубопровода Миннефтепрома (Б . А. Алимов) и МИНХиГП им. Минвуза СССР (д-р техн. наук, проф. Л. Г. Телегин).

ВНЕСЕНЫ Миннефтегазстроем.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Главтехнормированием Госстроя СССР ().

ПОДГОТОВЛЕНЫ К ПЕРЕИЗДАНИЮ Управлением технормирования Минстроя России ( )

СНиП 2.05.06-85* является переизданием СНиП 2.05.06-85 с изменениями № 1, № 2, утвержденными постановлениями Госстроя СССР от 8 января 1987 г. № 1, от 01.01.01 г. № 61, и изменением № 3, утвержденным постановлением Минстроя России от 01.01.01 г. № 18-78.

Пункты и таблицы, в которые внесены изменения, отмечены в настоящих строительных нормах и правилах звездочкой.

При пользовании нормативным документом следует учитывать утвержденные изменения строительных норм и правил и государственных стандартов , публикуемые в журнале „Бюллетень строительной техники " Госстроя СССР и информационном указателе „Государственные стандарты СССР" Госстандарта.

1. Общие положения

2. Классификация и категории магистральных трубопроводов

3. Основные требования к трассе трубопроводов

4. Конструктивные требования к трубопроводам

Размещение запорной и другой арматуры на трубопроводах

5. Подземная прокладка трубопроводов

Прокладка трубопроводов в горных условиях

Прокладка трубопроводов в районах шахтных разработок

Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

Прокладка трубопроводов в районах вечномерзлых грунтов

6. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды

Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

7. Надземная прокладка трубопроводов

8. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость

Расчетные характеристики материалов

Нагрузки и воздействия

Определение толщины стенки трубопроводов

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

Проверка прочности и устойчивости надземных трубопроводов

Компенсаторы

Особенности расчета трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах

Соединительные детали трубопроводов

9. Охрана окружающей среды

10. Защита трубопроводов от коррозии

Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

Электрохимическая защита трубопроводов в районах распространения вечномерзлых грунтов

11. Линии технологической связи трубопроводов

12. Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов

13. Материалы и изделия

Общие положения

Трубы и соединительные детали

Сварочные материалы

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия

Материалы, применяемые для противокоррозионных покрытий трубопроводов

Настоящие нормы распространяются на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них с условным диаметром до 1400 мм включ. с избыточным давлением среды свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 10 МПа (100 кгс/см2) (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

б) сжиженных углеводородных газов фракций С3 и С4 и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 40° С не свыше 1,6 МПа (16 кгс/см2) из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

в) товарной продукции в пределах компрессорных (КС) и нефтеперекачивающих станций (НПС), станций подземного хранения газа (СПХГ), дожимных компрессорных станций (ДКС), газораспределительных станций (ГРС) и узлов замера расхода газа (УЗРГ);

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

В состав магистральных трубопроводов входят:

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

Утверждены
постановлением
Госстроя СССР
от 01.01.01 г. № 30

Срок
введения
в действие
1 января 1986 г.

Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа (12 кгс/см2) и менее, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа (25 кгс/см2), предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных предприятий, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87*, СНиП 2.11.03-93 и СНиП 2.05.13-83.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Магистральные трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы)1 следует прокладывать подземно (подземная прокладка).

1 В тексте норм, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов: "магистральный (е) трубопровод (ы)" будет употребляться слово "трубопровод (ы)".

1.2. Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам - в техническом коридоре.

1.3. Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит понимать систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата).

1.4. Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими коридорами определяются согласно строительным нормам и правилам, утвержденным в установленном порядке.

1.5. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

1.6. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

1.7. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

1.8. Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1 . Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до 100 кгс/см2) включ.;

II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включ.

2.2. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм:

I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;

II - то же, свыше 500 до 1000 включ.;

III - то же, свыше 300 до 500 включ.;

IV - 300 и менее.

2.3. Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл. 1.

Таблица 1

	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
		Принимается

		СНиП III-42-80*


Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

Таблица 2

2.5 . Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по табл. 3*.

Таблица 3*

Назначение участков трубопроводов
газопроводов при прокладке	нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
подземной	наземной	надземной	подземной	наземной	надземной
1. Переходы через водные преграды:
а) судоходные - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:
1000 и более

б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 5 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:
1000 и более

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м - в русловой части, оросительные и деривационные каналы
г) горные потоки (реки)
д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:
700 и более

е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10 %-ной обеспеченности
2. Переходы через болота типа:



1 II - для диаметра 700 мм и более, III - для диаметра до 700 мм.
3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):
а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги
б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей
в) автомобильные дороги I и II категории, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги
г) автомобильные дороги II, III-п, IV, IV-п категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги
д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15 м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна
е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в табл. 4, примыкающие к переходам:
через все железные дороги и автомобильные дороги I и II категорий
через автомобильные дороги III, IV, III-п, IV-п и V категорий
4. Трубопроводы в горной местности при укладке:
а) на полках
б) в тоннелях
5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь
6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:
а) хлопковых и рисовых плантаций
б) прочих сельскохозяйственных культур
7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1
8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты
9.* Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I)
10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В и I)
11. Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз. 3е
12. Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз. 5 табл. 4
13.Межпромысловые коллекторы
14.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним
15.Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов
16.* Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, НПС, УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа
17.* Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территорий указанных сооружений
18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м
19.Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны
20. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т. п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации
21. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз. 20, и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см2) и более и нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации
22. Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз. 12 табл. 4*, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:
а) 500 и более
б) от 330 до 500

23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям
24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи
25. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов , имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоя. нии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм
			(без предварительного гидравлического испытания на трассе)
26*. Газопроводы, нефте - и нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14 и 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м в обе стороны от них
(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)
Примечания: 1. Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды , при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию. 2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III -42-80. 3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот. 4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап. 5. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21,и при параллельной прокладке в соответствии с поз. 26*, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории. 6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз. 3. 7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище , следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды. 8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз. 1д для газопроводов не обязательно. для судоходных - по поз. 1а; для несудоходных - по поз. 1б и 1в.

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Выбор трассы трубопроводов должен производиться по критериям оптимальности . В качестве критериев оптимальности следует принимать приведенные затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопровода при эксплуатации, включая затраты на мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и др.

3.2. Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством РФ.

При выборе трассы следует учитывать условия строительства с тем, чтобы обеспечить применение наиболее эффективных, экономичных и высокопроизводительных методов производства строительно-монтажных работ.

3.3. Выбор трассы между начальным и конечным пунктами надлежит производить в пределах области поиска, определяемой эллипсом, в фокусах которого находятся начальный и конечный пункты.

Малая ось эллипса b, км, определяется по формуле

где l - расстояние между начальной и конечной точками по геодезической прямой, км;

K p - коэффициент развития линии трубопровода.

Коэффициент развития линии трубопровода K p следует определять из условия

где W ср. о - приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками с учетом переходов через препятствия;

W ср. н - приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками без затрат на переходы через естественные и искусственные препятствия.

3.4. Возмещение убытков землепользователям и потерь сельскохозяйственного производства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйству следует определять в установленном порядке.

3.5. Для проезда к трубопроводам должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети.

Строительство новых дорог и дорожных сооружений следует предусматривать только при достаточном обосновании и невозможности объезда препятствий по существующим дорогам общего пользования.

3.6. При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемого трубопровода на ближайшие 20 лет, а также условия строительства и обслуживания трубопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т. д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

3.7. Не допускается предусматривать прокладку магистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим министерствам и ведомствам .

3.8.* Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами, за исключением случаев прокладки:

кабеля технологической связи данного трубопровода на подводных переходах (в одной траншее) и на переходах через железные и автомобильные дороги (в одном футляре);

газопроводов диаметром до 1000 мм на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 500 мм и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог III, III-п, IV-п, IV и V категорий. При этом участки трубопроводов, укладываемых по мосту и на подходах к нему на расстояниях, указанных в табл. 4, следует относить к I категории.

3.9. Прокладку трубопроводов по мостам (в случаях, приведенных в п. 3.8), по которым проложены кабели междугородной связи, допускается производить только по согласованию с Министерством связи СССР.

3.10. Прокладку трубопровода на оползневых участках следует предусматривать ниже зеркала скольжения или надземно на опорах, заглубленных ниже зеркала скольжения на глубину, исключающую возможность смещения опор.

3.11. Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, следует выбирать вне зоны динамического удара потока.

3.12. При выборе трассы для подземных трубопроводов на вечномерзлых грунтах следует по возможности избегать участки с подземными льдами, наледями и буграми пучения, проявлениями термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами. Бугры пучения следует обходить с низовой стороны.

3.13. Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основания для трубопроводов и их сооружений является I принцип, согласно СНиП 2.02.04-88, при котором вечномерзлые грунты основания следует использовать в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации трубопровода.

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

СНиП 2.05.06-85*

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИСТ Миннефтегазстроя (канд. техн. наук И. Д. Красулин — руководитель темы, кандидаты техн. наук В. В. Рождественский, А. Б. Айнбиндер, инж. Л.А. Соловьева, кандидаты техн. наук В. Ф. Храмихина, А. С. Болотов, Н. П. Глазов, С. И. Левин, В. В. Спиридонов, А. С. Гехман, В. В. Притула, В. Д. Тарлинский, А. Д. Яблоков) с участием ЮжНИИГипрогаза (И. И. Панков и Н. Н. Желудков}, Государственного газового надзора СССР Р. Г. Торопова). ВНИИГаза Мингазпрома (кандидаты техн. наук С. В. Карпов и 3. И.Нефедова) , Гипротрубопровода Миннефтепрома (Б. А. Алимов) и МИНХ и ГП им И. М. Губкина Минвуза СССР (д-р техн. наук, проф. Л. Г. Телегин).

ВНЕСЕНЫ Миннефтегазстроем.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Главтехнормированием Госстроя СССР (И. В. Сессин).

ПОДГОТОВЛЕН К ПЕРЕИЗДАНИЮ Управлением технормирования Госстроя России (Н.А. Шишов).

СНиП 2.05.06-85* является переизданием СНиП 2.05.06-85 с изменениями № 1, № 2, утвержденными постановлениями Госстроя СССР от 8 января 1987 г. № 1, от 13 июля 1990 г. № 61, и изменением № 3, утвержденным постановлением Минстроя России от 10 ноября 1996 г. № 18-78.

При пользовании нормативным документом следует учитывать утвержденные изменения строительных норм и правил и государственных стандартов, публикуемые в журнале „Бюллетень строительной техники" и информационном указателе „Государственные стандарты".

Настоящие нормы распространяются на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них условным диаметром до 1400 мм включ. с избыточным давлением среды свыше 1,2 МПа (12 кгс/см 2) до 10 МПа (100 кгс/см 2) (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

б) сжиженных углеводородных газов фракций С 3 и С 4 и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 40° С не свыше 1,6 МПа (16 кгс/см 2) из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

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

В состав магистральных трубопроводов входят:

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, КС и ГРС;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов; указатели и предупредительные знаки.

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

Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °C свыше 0,2 МПа (2 кгс/см 2) — сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов - следует осуществлять в соответствии с требованиями, изложенными в разд. 12.

Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС. НПС, ГРС. СПХГ и ДКС.следует выполнять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию соответствующих зданий и сооружений, утвержденных Госстроем СССР, с учетом требований настоящих норм.

Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа (12 кгс/см 2) и менее, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа (25 кгс/см 2), предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных предприятий, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87*, СНиП 2.11.03-93 и СНиП 2.05.13-90.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Магистральные трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы) 1 следует прокладывать подземно (подземная прокладка).

1 В тексте норм, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов: „магистральный(е) трубопровод(ы) ” будет употребляться слово „трубопровод(ы)”.

1.2. Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам — в техническом коридоре.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

2 .КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до100 кгс/см 2) включ.;

II — при рабочем давлении свыше 1, 2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см 2) включ.

I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;

II - то же, свыше 500 до 1000 включ.;

III — то же. свыше 300 до 500 включ.;

IV — 300 и менее.

Таблица 1

	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
		Принимается

		СНиП III-42-80*


Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

Таблица 2

Назначение трубопровода
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
а) диаметром менее 1200 мм
б) диаметром 1200 мм и более
в) в северной строительно-климатической зоне
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:
а) диаметром менее 700 мм
б) диаметром 700 мм и более
в) в северной строительно-климатической зоне

Таблица 3*


Назначение участков трубопроводов	газопроводов			нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
	подземной	наземной	надземной	подземной	наземной	надземной

1. Переходы через водные преграды: а) судоходные — в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода. мм:
1000 и более
менее 1000
б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более — в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:
1000 и более
менее 1000
в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м—в русловой части, оросительные и деривационные каналы
г) горные потоки (реки)
д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:
700 и более

е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности
2. Переходы через болота типа:


3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):
а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги
б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей
в) автомобильные дороги I и II категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги
г) автомобильные дороги II, III-п, IV , IV-п категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги
д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна
е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в табл. 4, примыкающие к переходам:
через все железные дороги и автомобильные дороги I и II категорий
через автомобильные дороги III, III-п, IV, IV-п и V категорий
4. Трубопроводы в горной местности при укладке: а) на полках
б) в тоннелях
5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь
6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:
а) хлопковых и рисовых плантаций
б) прочих сельскохозяйственных культур
7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1
8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты
9*. Узлы установки линейной арматуры(за исключением участков категорий В и I)
10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В и I)
11.Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз. 3 е
12.Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз.5 табл. 4
13.Межпромысловые коллекторы
14.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним
15.Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов
16*.Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС. НПС. УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа
17*.Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территории указанных сооружений
18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м
19.Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны
20. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации
21. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз. 20, и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см 2) и более нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации
22. Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз. 12 табл. 4*, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:
а) 500 и более
б) от 330 до 500

23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям
24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи
25. Нефтепроводы и
нефтепродуктопроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм				(без предварительного гидравлического испытания на трассе)
26*. Газопроводы, нефте- и
нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14 ,15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них	(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)
Примечания: 1. Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию. 2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*. 3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот. 4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.
5. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21,и при параллельной прокладке в соответствии с поз. 26, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории. 6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз. 3. 8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дн.) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз. 1д для газопроводов не обязательно. для судоходных — по поз. 1а; для несудоходных — по поз. 1б и 1в.

1 II — для диаметра 700 мм и более, III — для диаметра до 700 мм