Все нормативы arrow СНиПы arrow Раздел 2 - Нормы проектирования arrow СНиП 2.05.13-90 НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ НАСЕЛЕННЫХ...

СНиП 2.05.13-90 НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ НАСЕЛЕННЫХ...
Автор Редактор контента   
06.03.2013 г.

4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

4.1. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость следует производить в соответст­вии с требованиями СНиП 2.05.06-85, при этом коэффициент условий работы трубопровода принимается по табл. 1 настоящих норм.

Расчетное значение номинальной толщины стенки труб должно приниматься с поправкой на внутреннюю коррозию в зависимости от коррозионной активности транспортируемого нефтепро­дукта и расчетного срока эксплуатации трубопровода по табл. 3.

Расчетные схемы и методы расчета трубопрово­дов необходимо выбирать с учетом использова­ния ЭВМ.

Таблица 3

Среда Глубина коррозионного разрушения, мм/год
Бензин 0,001—0,005
Дизельное топливо, керо­син, реактивное топливо 0,01—0,05
Мазут 0,05-0,1

4.2. В случае подключения проектируемого тру­бопровода (отвода) к магистральному необходимо произвести проверочный расчет его на прочность давлением, принятым для магистрального трубопровода, при этом коэффициент условий работы трубопровода следует принимать равным 0,75.

4.3. Для трубопроводов, прокладываемых на подрабатываемых территориях и в районах сейс­мичностью 7—8 баллов, толщину стенок труб следует принимать на 2—3 мм больше расчетной.

4.4. В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа, а также в грунтах с включениями строи­тельного мусора и перегноя дно траншеи следует усиливать путем прокладки бетонных брусьев, устройства свайного основания или втрамбовывания в него щебня или гравия, при этом подсыпку трубопровода и засыпку его следует производить легким или песчаным грунтом.

4.5. Участки трубопроводов, прокладываемых в подводной траншее через болота, реки или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия. Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, следует предусматривать мероприятия по исключению этого.

4.6. Глубину заложения трубопроводов следует принимать не менее 1,2 м до верха трубы или эащитного кожуха (футляра)1; в пучинистых грунтах — не менее глубины промерзания грунта.

1 Защитный футяяр — наружная стальная труба, укладываемая на участках пересечения трубопроводом транспортных и инженерных сетей, предназначаемая для предохранения трубопровода и пересекаемых со-оружений от внешних нагрузок и воздействий. Толщина стенки защитного футляра определяется в зависимости от усилий, воспринимаемых трубой при прокладке, статической нагрузки (веса грунта) и динамической нагрузки от подвижного состава и транспорта или по рекомендациям справочной литературы для трубопро­водного строительства.

4.7. Допускается прокладыватъ в одной траншее два и более трубопроводов при условии, что суммарное значение их не должно превышать 0,2 м2.

4.8. При прокладке в одной траншее одновременно двух и более трубопроводов расстояния между ними в свету должны быть для труб условным диаметром:

до 180 мм включ. — не менее 0,4 м;

200 мм и более — не менее 0,8 м.

4.9. Переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85, при этом:

участок трубопровода в границах 10%-ной обеспеченности ГВВ допускается укладывать в эацитном кожухе;

расстояние в свету между параллельными тру­бопроводами может быть уменьшено до 5 м;

в одной траншее можно предусматривать уклад­ку двух трубопроводов с расстоянием между ними не менее 0,5 м.

4.10. При прокладке на водных переходах нескольких параллельных трубопроводов они до­лжны быть обвязаны между собой перемычками с установкой запорной арматуры.

4.11. Расстояния по вертикали в свету при пе­ресечении трубопровода с газопроводами и дру­гими подземными сетями следует принимать не менее 0,35 м, с электрическими кабелями — в соответствии с ПУЭ, утвержденными Минэнерго СССР, с кабельными линиями связи, радио­трансляционными сетями — в соответстаии с ВСН 116-87, утвержденными Минсвязи СССР.

При размещении трубопровода выше водовода его следует предусматривать в защитном футля­ре, концы которого должны выводиться на рас­стояние не менее 10 м в каждую сторону от оси пересечения.

В местах пересечения инженерных сетей, про­ложенных в каналах или коллекторах, трубопро­вод следует прокладывать не менее чем на 0,4 м ниже этих сооружений в защитном футляре, кон­цы которого должны быть выведены на расстоя­ние не менее 5 м в каждую сторону от наружных стенок пересекаемых сооружений.

4.12. Пересечения трубопроводов с железными и автомобильными дорогами, трамвайными путя­ми, а также улицами и проездами независимо от типа их покрытия следует предусматривать в за­щитных футлярах, как правило, под углом 90.

Концы защитиых футляров следует выводить на расстояния, м, не менее:

водоотводного сооружения железнодорожного полотна — 3;

крайнего рельса трамвайного пути, края проезжей части автомобильных дорог, улиц, проездов - 8;

крайнего рельса железнодорожиого пути — 10.

Концы защитных футляров с обеих сторон сле­дует герметизировать металлическими заглуш­ками.

4.13. Минимальную глубину укладки трубопро­вода под желез­но­до­рожными, трамвайными путями и автомобильными дорогами до верха защитного футляра следует принимать, м:

под железнодорожными и трамвайными путя­ми от подошвы рельса в вы­ем­ках и на нулевых от­метках и от подошвы насыпи (при ее наличии) — 2,

под железными дорогами общей сети при произ­водстве работ методом прокола — 2,5;

под автомобильными дорогами от подошвы на­сыпи — 1,4.

Заглубление участков трубопроводов, прокла­дываемых под железными дорогами общей сети на расстоянии 50 м в обе стороны от места пересе­чения, должно быть не менее 2 м до верхней обра­зующей трубопровода.

4.14. При устройстве переходов под железными дорогами общей сети в пучинистых грунтах для трубопроводов с температурой транс­пор­тируемо­го нефтепродукта в зимнее время выше 5°С мини­мальную глубину от подошвы рельса до верха защитного футляра следует проверять расчетом на соблюдение условий, при которых исключает­ся влияние тепловыделений на равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечения заданного температурного режима следует предусматривать замену пучинистого грунта, тепловую изоляцию или другие проектные решения.

4.15. Диаметр защитного кожуха или футляра определяется из условия производства работ, кон­струкции перехода, а также исключения контакта с трубопроводом и должен быть не менее чем на 200 мм больше наружного диаметра трубо­провода.

Примечание: При прокладке трубопровода в защитном кожухе устройство дополнительного защитного футляра при пересечении с транспортными и инженерными сетями не требуется.

4.16. При прокладке трубопроводоа в песчаных и других легко дренирующих грунтах необходимо предусматривать мероприятия, исключающие распространение нефтепродукта в этих грунтах в случае его утечки (глиняные ложа по полиэтиле­новой пленке и т. п.).

4.17. Участки трубопровода, прокладываемые в защитных кожухах длиной свыше 100 м, должны быть разъемными и монтироваться из отдельных секций с помощью фланцевых соединительных деталей, рекомендуемые конструкции которых приведены в справочном приложении.

На участках трубопроводов, прокладываемых в защитных кожухах длиной менее 100 м, межтрубное пространство герметизируется с обеих сторон металлическими приварными заглушками, рас­считанными на рабочее давление.

Максимально возможная длина секции защит­ного кожуха определяется расчетом на прочность фланцевого соединения в зависимости от разни­цы допускаемых температурных удлинений тру­бопровода и защитного кожуха.

4.18. Для контроля межтрубного пространства от утечек нефте­про­дук­та на одном из концов за­щитного кожуха или защитного футляра следует предусматривать контрольную трубку с запорной арматурой, выходящую под защитное устройство, расположенное на 30 см выше уровня земли и на расстоянии не менее 1 м от оси трубопровода.

4.19. Запорную арматуру на трубопроводах сле­дует размещать:

на расстоянии 200 м за перспективной проект­ной границей насе­лен­ного пункта (независимо от направления перекачки нефтепродукта);

на обоих берегах водных преград;

на границах квартальной жилой застройки или микрорайонов населенного пункта, но не более чем через 500 м;

на обеих сторонах переходов через железные дороги общей сети;

на входе и выходе с территории предприятия поставщика или потребителя.

В остальных случаях размещение запорной ар­матуры определяется проектом в зависимости от рельефа местности и окружающей застройки, но на расстоянии не более 1 км одна от другой.

4.20. С обеих сторон запорной арматуры до­лжна быть предусмотрена установка приборов для измерения давления.

4.21. Запорную и регулирующую арматуру, а так­же секционирующие фланцевые соединения за­щитного кожуха необходимо размещать в колодцах, конструкция и материал которых до­лжны исключать поступление в них воды. В ме­стах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев следует предусматривть выше уровня земли.

В колодцах строительным объемом более 20 м3 следует предус­матривать вентиляцию с естест­венным побуждением.

В местах прохода трубопровода через стенки ко­лодцев следует предусматривать футляр, концы которого уплотняются эластичным материалом.

4.22. Запорную арматуру, устанавливаемую на параллельных трубопроводах, следует смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство обслуживания, монтажа и демонтажа.

4.23. На переходах трубопроводов через вод­ные преграды запорную арматуру следует разме­щать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при 5 %-ной обеспеченности и выше отметок ледо­хода, а на горных реках — не ниже отметок ГВВ при 2 %-ной обеспеченности.

4.24. Запорную арматуру, устанавливаемую на трубопроводе, согласно п. 4.10, следует преду­сматривать с электрическим приводом местного, дистанционного а также автоматического управ­ления в случае падения давления ниже установ­ленного. Управление запорной арматурой осуществляется из операторской предприятия по­ставщика или районного диспетчерского пункта трубопровода.

4.25. В начале трубопропода в дополнение к основной (рабочей) запорной арматуре следует предусматривать резервную, закрытие которой должно осуществляться автоматически при до­стижении значений максимального и минималь­ного давления в трубопроводе.

4.26. Трубопроводы I класса, а также трубопро­воды, прокладываемые на селитебной территории поселения, расположенные ближе 75 м от общественных зданий и сооружений, должны иметь в начале трассы устройства, автоматически отключающие трубопровод при исчезновении на­пряжения в основной силовой сети электроснаб­жения запорной арматуры.

4.27. Для защиты трубопровода от повышения в нем давления сверх рабочего в начале трубопро­вода следует предусматривать установку автома­тического регулятора давления по принципу исполнения „после себя", а на предприятии по­требителя — предохранительных клапанов, рас­считанных на давление, принятое на этом предприятии. Сброс нефтепродукта от этих кла­панов следует предусматривать в специальные резервуары, вместимость и число которых опре­деляются согласно ВНТП 3-90.

4.28. В начале трубопровода, как правило следует устанавливать узел оперативного учета коли­чества транспортируемых нефтепродуктов, а в конце — узел коммерческого учета. Показания от этих узлов должны передаваться дистанционно или по системе телемеханики в операторскую или на диспетчерский пункт предприятия поставщи­ка. При расхождении показаний количества транспортируемого нефтепродукта в узлах учета в начале трубопровода должна автоматически срабатывать запорная арматура, отключающая трубопровод.

4.29. При удалении предприятия поставщика или узла врезки трубопровода (отвода) в маги­стральный нефтепродуктопровод от границы на­селенного пункта на расстояние до 2 км допускается не предусматривать установку запор­ной арматуры у границы населенных пунктов, а также автоматических регуляторов давления и узлов учета количества транспортируемых нефте­продуктов. В этом случав их следует предусматри­вать на выходе трубопровода с предприятия или в узле врезки трубопровода (отвода) в магистраль­ный трубопровод.

4.30. Узлы пуска разделительных, очистных устройств и средств диагностики диаметром 200 мм и более следует размещать на предприяти­ях поставщика или в узле врезки трубопровода (от­вода) в магистральный нефтепродуктопровод, а узел приема — на предприятии потребителя.

4.31. Узлы запорной и регулирующей арматуры, учета количества нефтепродукта, пуска и приема разделительных, очистных устройств и средств диагностики, устанавливаемые на трубопроводе, должны иметь ограждение.

4.32. Строительные конструкции сооружений на трубопроводе надлежит принимать не ниже II степени огнестойкости.

4.33. На трассе трубопровода следует устанав­ливать опознавательные знаки установленных об­разцов на расстоянии 100 м друг от друга и на углах поворота, а также на обоих берегах водных преград с указанием номера пикета, размеров охранной зоны, адреса, номера телефона эксплуа­тационной организации.

4.34. Для связи с диспетчером на трассе трубо­провода следует устанавливать стационарные пе­реговорные устройства или розетки для подключения переносных устройств.

Кабельные линии технологической связи необходимо предус­мат­ривать, как правило, с левой стороны трубопровода по ходу движения нефтепродукта на расстоянии не менее 6 м от оси трубо­провода.

4.35. Приемники электрической энергии трубо­провода в части обеспечения надежности элек­троснабжения следует относить ко II категории.



Содержание
СНиП 2.05.13-90 НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ НАСЕЛЕННЫХ...
" 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ"
"2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ "
" 3. ТРАССА ТРУБОПРОВОДОВ "
"4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ "
"5. МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗДЕЛИЯ"
"6. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ "
"7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ "
" ПРИЛОЖЕНИЕ КОНСТРУКЦИЯ РАЗЪЕМНОГО СОЕДИНЕНИЯ СЕКЦИЙ ТРУБОПРОВОДА НА УЧАСТКАХ УКЛАДКИ ЕГО В ЗАЩИТНОМ КОЖУХЕ"
Последнее обновление ( 06.03.2013 г. )
 
« Пред.   След. »