к. 34 Магистральные и промысловые трубопроводы



		

ГОСТ 24950-81

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ОТВОДЫ ГНУТЫЕ И ВСТАВКИ КРИВЫЕ
НА ПОВОРОТАХ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
СТАЛЬНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ОТВОДЫ ГНУТЫЕ И ВСТАВКИ КРИВЫЕ
НА ПОВОРОТАХ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ СТАЛЬНЫХ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Техническиеусловия

Bent branches and elbows at line
bends for transmission steel pipelines. Specifications

ГОСТ
24950-81

Дата введения 01.07.82

Настоящий стандарт распространяется на гнутые отводы и кривые вставки, предназначенные для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них, изготовляемые на трубогибочном оборудовании способом поперечной гибки труб в холодном состоянии.

1. ТИПЫ И ОСНОВНЫЕ РАЗМЕРЫ

1.1. Отводы должны изготовляться трех типов:

1 - из одной трубы в соответствии с черт. 1;

2 - из одной трубы с применением на период гибки второй инвентарной трубы или патрона-удлинителя;

3 - из двух труб в соответствии с черт. 2.

Отвод типа 1


Dн - наружный диаметр отвода;a- угол гибки отвода;l1 и l3- прямые концы отвода;l2- гнутая частьотвода

Черт. 1

Отвод типа 3


1, 2 - трубы, образующие отвод;DH- наружный диаметр отвода;l1, l3- прямые концы отвода;l2 - гнутая часть отвода;l4, l5- прямые участки труб у поперечного сварного шва;a- угол гибки отвода;С - поперечный сварной шов, соединяющий трубы

Черт. 2

1.2. Наружный диаметр, справочная толщина стенок, длина и отклонения от длины труб, из которых изготовляются отводы, должны соответствовать указанным в табл. 1.

Таблица 1

Наружный диаметр труб, мм

Длина труб, м

Отклонения от длины труб, м

Справочная толщина стенки труб, мм

прямошовных

бесшовных

219

9,8

±0,2

4 - 9

6 - 18

273

4 - 9

7 - 18

325

6 - 9

8 - 18

377

6 - 10

9 - 18

426

6 - 12

9 - 18

530

11,6

±0,2

5,5 - 12

-

720

7 - 14

-

820

7 - 14

-

1020

9 - 22

-

1220

10 - 26

-

1420

15 - 26,5

-

1.3. При изготовлении отводов угол гибки должен приниматься кратным 3°. Допускается по согласованию изготовителя с потребителем при изготовлении отводов принимать угол гибки кратным 1°.

Отклонения от величины угла гибки отводов не должны превышать ±20’.

1.4. Диаметр отводов, расчетный унифицированный радиус гибки и угол гибки отводов должны соответствовать указанным в табл. 2.

Таблица 2

Диаметр отвода, мм

Расчетный унифицированный радиус гибки, м

Угол гибки в градусах для отводов типов

1

2

3

219 - 377

15

3, 6, 9, 12, 15, 18, 21, 24, 27

-

-

426

20

3, 6, 9, 12, 15, 18, 21

-

-

530

25

3, 6, 9, 12, 15, 18

-

-

720 - 820

35

3, 6, 9

12

12, 15, 18, 21, 24

1020

40

3, 6, 9

12

12, 15, 18, 21

1220 - 1420

60

3, 6

9

9, 12, 15

1.5. Условное обозначение отвода должно состоять из: обозначения типа, наименования изделия, угла гибки, значения наружного диаметра, толщины стенки, марки (класса) стали труб, обозначения стандарта на трубы и настоящего стандарта.

Пример условного обозначения отводов типа 1 с углом гибки 6°, диаметром трубы 820 мм, толщиной стенки 10 мм, из труб по ГОСТ 20295-85, изготовленных из стали марки 17Г1СУ: 1 ГО. 6°. 820. 10 - ГОСТ 20295-85-17Г1СУ. ГОСТ 24950-81

1.6. Вставки подразделяют на три вида:

А - вставка, изготовленная из отводов типа 1:

Б         »                    »            »       »           »   2;

В        »                    »            »       »           »   3.

Вставка вида А из трех отводов типа 1 приведена на черт. 3.

Вставка из трех отводов


1, 2, 3 - отводы;l1, l3, l6- прямые концы отводов;С - поперечный сварной шов, соединяющий гнутыеотводы;a1, a2, a3- углы гибки отводов;ac- угол вставки

Черт. 3

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1. Отводы должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

2.2. Отводы следует изготовлять из стальных бесшовных труб диаметром 219, 273, 325, 377, 426 мм по ГОСТ 8733; из прямошовных труб диаметром 219, 273, 325, 377, 426, 530, 720, 820 мм по ГОСТ 20295 и из прямошовных труб диаметром от 219 до 1420 мм по техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

2.3. Предельные отклонения по толщине стенки отводов должны соответствовать допускам на толщину стенки труб, из которых изготовляются эти отводы.

2.4. При гибке прямошовной трубы продольный сварной шов должен располагаться в нейтральной плоскости, материал стенки в которой при гибке воспринимает минимальные нагрузки.

Отклонение продольного сварного шва труб от нейтральной плоскости не должно превышать 1/15 диаметра отвода.

2.5. При изготовлении отводов из труб с поперечным сварным швом участки длиной не менее 0,5 диаметра трубы около поперечного сварного шва не должны подвергаться гибке.

2.6. Минимальный радиус гибки на любом участке гнутой части отвода должен быть не менее 40 диаметров трубы.

2.7. Гибка отводов должна производиться при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20 °С.

2.8. По показателям внешнего вида отводы должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации на прямые трубы, из которых изготовляются эти отводы.

Вставки, заплаты и наварка металла в месте повреждения отвода запрещаются.

Отводы не должны иметь трещин, рванин, расслоений и закатов. Высота гофр на отводах не должна превышать толщину стенки трубы и не должна быть более 10 мм.

2.9. Требования, предъявляемые к поперечным сварным швам у отводов типа 3 и вставок из нескольких отводов, должны соответствовать ГОСТ 16037 и СНиП III-42.

2.10. Длина отвода типа 1 или 2 должна быть равна длине трубы, из которой изготовляется отвод, а длина отвода типа 3 - длине двух труб (табл. 1).

2.11. Допуски на овальность отводов должны соответствовать приведенным в СНиП III-42.

До 1 января 1984 г. допускалось изготовлять отводы с овальностью прямых концов не более 3 % и гнутой части не более 5 %.

2.12. Торцы отводов должны иметь фаски под сварку в соответствии с требованиями нормативно-технической документации на трубы, из которых изготовлены эти отводы.

3. КОМПЛЕКТНОСТЬ

3.1. По соглашению изготовителя с потребителем отводы должны поставляться в соответствии с заказом потребителя на величину угла гибки и вида вставки по табл. 1- 6 приложения.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. При гибке отводов, монтаже, сварке и контроле качества работ должны выполняться требования техники безопасности, установленные СНиП III-42.

4.2. Погрузочно-разгрузочные работы, укладку отводов в штабель, а также их транспортирование следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.009 и СНиП III-42.

5. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ

5.1. Отводы должны быть приняты техническим контролем предприятия-изготовителя поштучно в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

5.2. Приемку каждого отвода проводят по показателям внешнего вида и допускам по длине, углу гибки, высоте гофр, овальности прямых концов и гнутой части, а также по минимальному радиусу гибки.

5.3. Данные предприятия-изготовителя о химическом составе и механических характеристиках стали труб, а также эквивалент по углероду и величине гарантируемого гидравлического давления труб заносят в документ о качестве отводов.

5.4. При получении неудовлетворительных результатов проверки хотя бы по одному из показателей изделие бракуют.

5.5. Потребитель имеет право проводить контрольную проверку соответствия отвода требованиям настоящего стандарта, применяя при этом указанные ниже методы испытаний.

6. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ

ГОСТ 24950-81 ОТВОДЫ ГНУТЫЕ И ВСТАВКИ КРИВЫЕ НА ПОВОРОТАХ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ СТАЛЬНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

		

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ

от 6 мая 2015 г. N 816-р

С изменениями:

(в ред. распоряжения Правительства РФ от 24.12.2015 N 2659-р)

1. Утвердить прилагаемую схему территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта).

2. Признать утратившими силу:

распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 августа 2013 г. N 1416-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 34, ст. 4453);

распоряжение Правительства Российской Федерации от 15 мая 2014 г. N 821-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 21, ст. 2725).

Председатель Правительства

Российской Федерации

Д.МЕДВЕДЕВ

Утверждена

распоряжением Правительства

Российской Федерации

от 6 мая 2015 г. N 816-р

СХЕМА ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В ОБЛАСТИ ФЕДЕРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА (В ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА)

I. Положение о территориальном планировании

Настоящий документ содержит сведения о видах, назначении, наименованиях, об основных характеристиках, о местоположении и характеристиках зон с особыми условиями использования территорий планируемых для размещения объектов федерального значения в области трубопроводного транспорта на период до 2030 года.

1. Магистральные трубопроводы для транспортировки жидких и газообразных углеводородов

Основой для размещения новых объектов магистральных нефтепроводов является развитие нефтедобычи в стране в 2012 - 2020 годах, освоение новых центров нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях в традиционных районах.

Целью размещения новых объектов является развитие системы магистрального трубопроводного транспорта Российской Федерации для полного обеспечения потребностей в транспортировке нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке и экспортных поставок на основе применения современных передовых отраслевых технологий, обеспечивающих высокий уровень надежности, промышленной и экологической безопасности, а также оптимальный уровень затрат для нефтяных компаний и потребителей услуг.

Развитие системы магистральных нефтепроводов

Перечень планируемых к строительству объектов магистральных нефтепроводов предусмотрен приложением N 1.

Нефтепровод "Заполярье - Пурпе" (1-я очередь, 2-я очередь,

3-я очередь) (НП I)

Проектная пропускная способность нефтепровода "Заполярье - Пурпе" составляет около 45 млн. тонн в год. Общая протяженность нефтепровода составляет около 358 км, диаметр - 820 мм и 1020 мм, рабочее давление - 7 МПа. В рамках проекта предполагается ввод нефтепровода в эксплуатацию в 2016 году.

На трассе нефтепровода предусмотрено строительство головной нефтеперекачивающей станции N 1, нефтеперекачивающей станции N 2, расширение нефтеперекачивающей станции "Пурпе" и строительство путевых пунктов подогрева нефти на 87 км, 217 км, 285 км, 358 км и 419 км.

Нефтепровод "Куюмба - Тайшет" (НП II)

Строительство нефтепровода "Куюмба - Тайшет" планируется для транспортировки нефти от новых месторождений Красноярского края (Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений) до трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан". Протяженность нефтепровода составляет 694 км, диаметр - 530 мм и 720 мм, рабочее давление - 7,5 МПа, пропускная способность - до 15 млн. тонн нефти в год.

На трассе нефтепровода предусмотрено строительство головной нефтеперекачивающей станции N 1, нефтеперекачивающей станции N 2, нефтеперекачивающей станции N 3 и нефтеперекачивающей станции N 4.

Нефтепровод-отвод "Трубопроводная система "Восточная

Сибирь - Тихий океан" - Комсомольский нефтеперерабатывающий

завод" с объектами его эксплуатации (НП III)

Нефтепровод-отвод будет проложен в однониточном исполнении. Протяженность нефтепровода составляет 292 км, диаметр - 530 мм, рабочее давление - 6,4 МПа, пропускная способность - 8 млн. тонн нефти в год.

На трассе нефтепровода-отвода предусмотрено строительство нефтеперекачивающей станции N 1, нефтеперекачивающей станции N 2, нефтеперекачивающей станции N 3 и приемо-сдаточного пункта нефти.

Магистральные нефтепроводы для транспортировки нефти

на нефтеперерабатывающие заводы Краснодарского края (НП IV)

Проект реконструкции магистральных нефтепроводов для транспортировки нефти на нефтеперерабатывающие заводы Краснодарского края предусматривает строительство магистрального нефтепровода "Нововеличковская - Краснодар" для поставки нефти. Протяженность нефтепровода составляет 129 км, диаметр - 200 - 700 мм, рабочее давление - 6,3 МПа.

Также проект предусматривает расширение пропускной способности магистрального нефтепровода "Крымск - Краснодар" для поставки нефти на Ильский нефтеперерабатывающий завод. Протяженность строящегося лупинга составляет 10 км. Протяженность нефтепровода-отвода составляет 4,3 км, диаметр - 300 мм, рабочее давление - 6,3 МПа.

Проектом предусмотрено строительство отвода от магистрального нефтепровода "Хадыженск - Краснодар" для поставки нефти на нефтеперерабатывающий завод закрытого акционерного общества "АНТЕЙ". Протяженность нефтепровода составляет 0,25 км, диаметр - 300 мм, рабочее давление - 6,3 МПа.

В рамках реализации проекта предусмотрено строительство нефтеперекачивающей станции "Нововеличковская-3".

Участок-обход г. Пензы (НП V)

Проектом предусмотрено строительство обходного нефтепровода, проходящего вне территории г. Пензы. Протяженность нефтепровода-обхода составляет 89 км, диаметр - 1220 мм, рабочее давление - 6 МПа.

На трассе нефтепровода-обхода предусмотрено строительство нефтеперекачивающей станции "Пенза-1" и нефтеперекачивающей станции "Пенза-2".

Нефтепровод-отвод "Трубопроводная система "Восточная

Сибирь - Тихий океан" - Хабаровский нефтеперерабатывающий

завод" (НП VI)

Проект предусматривает строительство нефтепровода-отвода в однониточном исполнении от нефтеперекачивающей станции N 34 трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" для увеличения объема поставки нефти до 6 млн. тонн для открытого акционерного общества "Хабаровский нефтеперерабатывающий завод". Протяженность нефтепровода составляет 27 км, диаметр - 530 мм, пропускная способность - 6 млн. тонн нефти в год. Завершение строительства нефтепровода-отвода и введение его в эксплуатацию планируется на 2015 год.

Расширение нефтепровода закрытого акционерного общества

"Каспийский трубопроводный консорциум-Р" (НП VII)

Проект предусматривает увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода закрытого акционерного общества "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" с 28 млн. тонн нефти в год до 67 млн. тонн в год.

На трассе действующего нефтепровода предусмотрено строительство нефтеперекачивающих станций А-НПС-4А, А-НПС-5А, НПС-2, НПС-3, НПС-4, НПС-5, НПС-7 и НПС-8.

Нефтеперекачивающая станция "Трудовая" на магистральном

нефтепроводе "Малгобек - Тихорецк" (НП VIII)

В рамках реализации проекта предусмотрено строительство нефтеперекачивающей станции "Трудовая" на 44 км трассы магистрального нефтепровода "Малгобек - Тихорецк" для увеличения пропускной способности с 7,1 млн. тонн нефти в год до 8,5 млн. тонн нефти в год.

Также проект предусматривает строительство линии электропередачи 110 кВ для внешнего энергоснабжения проектируемой нефтеперекачивающей станции "Трудовая" и строительства подстанции 110/6 кВ.

Обход Федоровского месторождения нефти со 174,8 км

магистрального нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут"

(НП IX)

Проект предусматривает строительство обводного нефтепровода, проходящего в обход Федоровского месторождения нефти. Протяженность нефтепровода составляет около 74 км, диаметр - 820 мм, рабочее давление - 5 МПа, пропускная способность - 18,2 млн. тонн нефти в год.

Расширение магистрального нефтепровода

"Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан"

на участке "Нефтеперекачивающая станция "Сковородино" -

специализированный морской нефтеналивной порт

"Козьмино" (ВСТО-II) (НП X)

Проект предусматривает увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" на участке "Нефтеперекачивающая станция "Сковородино" - специализированный морской нефтеналивной порт "Козьмино" (ВСТО-II) до 50 млн. тонн в год.

В рамках проекта предусматривается строительство нефтеперекачивающей станции N 23, нефтеперекачивающей станции N 26, нефтеперекачивающей станции N 29 и нефтеперекачивающей станции N 32.

Расширение магистрального нефтепровода "Трубопроводная

система "Восточная Сибирь - Тихий океан" на участке

"Головная нефтеперекачивающая станция "Тайшет" -

нефтеперекачивающая станция "Сковородино" (НП XI)

Проект предусматривает увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" на участке "Головная нефтеперекачивающая станция "Тайшет" - нефтеперекачивающая станция "Сковородино" с 50 млн. тонн нефти в год до 80 млн. тонн в год.

В рамках реализации проекта предусмотрено строительство нефтеперекачивающей станции N 2, нефтеперекачивающей станции N 3, нефтеперекачивающей станции N 5, нефтеперекачивающей станции N 6, нефтеперекачивающей станции N 7 и нефтеперекачивающей станции N 9.

Расширение магистрального нефтепровода "Пурпе - Самотлор"

(НП XII)

Проект предусматривает строительство 2 нефтеперекачивающих станций на магистральном нефтепроводе "Пурпе - Самотлор" для увеличения объемов транспортировки нефти в направлении г. Тайшета:

промежуточная нефтеперекачивающая станция НПС-2 на 99 км;

промежуточная нефтеперекачивающая станция НПС-4 на 313,2 км.

Расширение пропускной способности нефтепровода "Ярославль -

Москва" (НП XIII)

Проект предусматривает строительство нефтеперекачивающей станции "Лобково" на магистральном нефтепроводе "Ярославль - Москва" для увеличения объемов транспортировки нефти на Московский нефтеперерабатывающий завод до 12 млн. тонн.

Реконструкция системы магистральных нефтепроводов

Перечень строящихся и реконструируемых объектов магистральных нефтепроводов предусмотрен приложением N 2.

Развитие системы магистральных нефтепродуктопроводов

Перечень планируемых к строительству объектов магистральных нефтепродуктопроводов предусмотрен приложением N 3.

Проект "Юг" (НПП I)

Проект "Юг" предусматривает строительство магистрального нефтепродуктопровода "Сызрань - Саратов - Волгоград - Тихорецк - Новороссийск". Протяженность нефтепродуктопровода составляет 1465 км, диаметр - 530 мм, рабочее давление - 6,3 МПа, проектная пропускная способность - 12 млн. тонн нефтепродуктов в год.

Проект "Юг" планируется реализовать в 3 этапа.

Первый этап проекта предусматривает реконструкцию магистральных трубопроводов "Тихорецк - Новороссийск" для обеспечения поставок дизельного топлива на участке "Тихорецк - Новороссийск" на внутренний рынок Краснодарского края в объеме до 1 млн. тонн в год и в порт Новороссийск в объеме до 5 млн. тонн в год.

Мощность магистральных трубопроводов "Тихорецк - Новороссийск" по перекачке дизельного топлива составляет до 6 млн. тонн в год. Проектом предусматривается соединение существующих лупингов магистрального трубопровода "Тихорецк - Новороссийск-2" со строительством 91 км линейной части, реконструкция 4 нефтеперекачивающих станций и железнодорожной эстакады в районе перевалочной нефтебазы "Тихорецкая" для слива дизельного топлива.

Второй этап проекта предусматривает строительство магистрального нефтепродуктопровода "Волгоград - Тихорецк" для обеспечения поставок дизельного топлива трубопроводным транспортом на участке "Волгоград - Тихорецк" до 6 млн. тонн в год.

Проектом предусматривается строительство линейной части протяженностью около 495 км и промежуточных перекачивающих станций "Екатериновка", "Песчанокопская", "Зимовники", "Караичево", головной перекачивающей станции "Тингута", приемо-сдаточного пункта на перевалочной нефтебазе "Тихорецкая", а также сливной железнодорожной эстакады в районе головной перекачивающей станции "Тингута".

Кроме того, второй этап проекта предусматривает расширение пропускной способности магистральных трубопроводов на участке "Волгоград - Новороссийск" до 9 млн. тонн в год для обеспечения поставок дизельного топлива трубопроводным транспортом. Проектом предусматривается строительство 3 и реконструкция 6 перекачивающих станций с резервуарным парком 40 тыс. куб. метров.

Третий этап проекта предусматривает строительство магистрального нефтепродуктопровода "Сызрань - Волгоград" для обеспечения поставок дизельного топлива трубопроводным транспортом на участке "Сызрань - Волгоград" до 9 млн. тонн в год.

В рамках третьего этапа проекта предусматривается строительство линейной части протяженностью около 682 км, диаметром 530 мм, с рабочим давлением 6 МПа и промежуточных перекачивающих станций.

Проект "Север" (НПП II)

Проект "Север" предусматривает развитие магистральных трубопроводов для увеличения поставок нефтепродуктов в порт Приморск до 15 млн. тонн в год с последующим увеличением до 25 млн. тонн в год.

В рамках реализации проекта планируется:

перевод нефтепродуктопровода "Уфа - Омск" на участке "Хохлы - Суслово" протяженностью 259 км под транспортировку дизельного топлива;

перевод магистрального нефтепровода "Горький - Ярославль" протяженностью 353 км и диаметром 820 мм под транспортировку дизельного топлива;

перевод участка "Староликеево - Второво" магистрального нефтепродуктопровода "Горький - Новки" протяженностью 216 км и диаметром 530 мм под транспортировку нефти;

перевод участка "Второво - Ярославль" магистрального нефтепродуктопровода "Второво - Приморск" протяженностью 227 км и диаметром 530 мм под транспортировку нефти;

перевод магистральных нефтепроводов "Ярославль - Кириши-2" и "Кириши - Приморск" под транспортировку нефтепродукта;

строительство перемычки протяженностью 10 км и диаметром 159 мм от магистрального нефтепровода "Горький - Ярославль" до нефтебазы "Вязники";

строительство подводящего трубопровода с камерами пуска и приема средств очистки и диагностики протяженностью 2,99 км и диаметром 325 мм для подключения подпорной насосной станции на головной перекачивающей станции "Кириши" к магистральному нефтепроводу "Ярославль - Кириши-2", осуществляемому транспортировку нефтепродуктов;

строительство лупинга магистрального нефтепродуктопровода "Уфа - Западное направление" на участке "Черкассы - Субханкулово" протяженностью 15 км;

строительство трубопровода диаметром 530 мм и протяженностью 55,2 км от промежуточной перекачивающей станции "Второво" до нефтеперекачивающей станции "Филино" для транспортировки дизельного топлива;

замена 67 км трубопровода диаметром 370 мм на трубопровод диаметром 500 мм на участке "Набережные Челны - Альметьевск" магистрального нефтепродуктопровода "Нижнекамск - Набережные Челны";

реконструкция системы телемеханизации участка "Стальной Конь - Рязань" магистрального нефтепродуктопровода "Рязань - Тула - Орел";

строительство трубопровода от магистрального нефтепродуктопровода "Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск" до линейной производственно-диспетчерской станции "Ярославль" протяженностью 1,8 км и диаметром 530 мм;

строительство перемычки на 1008 км магистрального нефтепродуктопровода "Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск" протяженностью 100 метров и диаметром 530 мм с установкой узла запорной арматуры;

строительство перемычки на 1056 км магистрального нефтепродуктопровода "Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск" протяженностью 200 метров и диаметром 530 мм с установкой узла запорной арматуры;

строительство перемычки протяженностью 200 метров и диаметром 530 мм от магистрального нефтепровода "Кириши - Приморск" на 804 км до магистрального нефтепродуктопровода "Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск" на 1055,5 км;

строительство 2 нефтепроводов-отводов протяженностью 0,5 км и диаметром 720 мм от головной перекачивающей станции "Ярославль" до магистрального нефтепровода "Ярославль - Кириши-1";

строительство перемычки протяженностью 2 км и диаметром 820 мм от магистрального нефтепровода "Горький - Ярославль" до нефтеперекачивающей станции "Староликеево-3";

строительство перемычки протяженностью 2 км и диаметром 530 мм от магистрального нефтепродуктопровода "Горький - Новки" до головной перекачивающей станции "Староликеево-4".

Проект предусматривает строительство промежуточных перекачивающих станций "Быково-3", "Тиньговатово-1", "Ярославль-2", "Михайловка-1", "Ковали-1", "Воротынец-1" и головной перекачивающей станции "Староликеево-4", реконструкцию головных перекачивающих станций "Альметьевск", "Ярославль", "Кириши", "Нижнекамск-2", линейно-производственных диспетчерских станций "Черкассы", "Языково", "Субханкулово", "Рязань", "Ярославль", промежуточных перекачивающих станций "Второво", "Плавск", "Венев", "Некоуз", "Песь", "Быково", "Невская", нефтеперекачивающих станций "Залесье", "Степаньково", "Кириши", "Невская", специализированного морского нефтепорта "Приморск" и объектов магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и сетей связи обществ с ограниченной ответственностью "Балтнефтепровод" и "Балттранснефтепродукт" для обеспечения транспортировки нефти и нефтепродуктов.

Нефтепродуктопровод-перемычка "Морской порт Приморск -

морской порт Высоцк" (НПП III)

Проект нефтепродуктопровод-перемычка "Морской порт Приморск - морской порт Высоцк" предусматривает поставку нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов общества с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" и общества с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" на терминал "РПК - Высоцк "ЛУКОЙЛ-2".

Протяженность нефтепродуктопровода-перемычки составляет 46 км, диаметр - 377 мм, рабочее давление - 6 МПа и проектная пропускная способность - 5 млн. тонн нефтепродуктов в год.

На трассе нефтепродуктопровода-перемычки предусмотрено строительство головной перекачивающей станции "Приморск".

Магистральный нефтепродуктопровод для транспортировки

нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих заводов

Краснодарского края (НПП IV)

Проект предусматривает строительство магистрального нефтепродуктопровода для транспортировки дизельного топлива на участке "Нефтеперерабатывающий завод "АНТЕЙ" - линейная производственно-диспетчерская станция "Крымская" до резервуарного парка линейной производственно-диспетчерской станции "Крымская". Протяженность трубопровода составляет 104 км, диаметр - 250 - 350 мм, рабочее давление 6,3 МПа и пропускная способность - 4,1 млн. тонн нефтепродуктов в год.

Проект предусматривает строительство головной перекачивающей станции "Новоалексеевская" с резервуарным парком для транспортировки дизельного топлива в направлении планируемого к строительству резервуарного парка линейной производственно-диспетчерской станции "Крымская", предназначенного для транспортировки дизельного топлива в направлении перевалочного комплекса "Шесхарис".

Магистральный нефтепродуктопровод "Волгоградский

нефтеперерабатывающий завод - головная нефтеперекачивающая

станция "Тингута" (НПП V)

В рамках проекта планируется строительство магистрального нефтепродуктопровода для транспортировки дизельного топлива. Протяженность нефтепродуктопровода составляет 62 км, диаметр - 350 мм, проектная пропускная способность - 3 млн. тонн в год, проектное давление - 6,3 МПа.

Проектом предусматривается также строительство сетей технологической волоконно-оптической линии связи и системы подвижной радиосвязи вдоль строящегося магистрального нефтепродуктопровода.

На трассе трубопровода предусмотрено строительство головной перекачивающей станции "Волгоград".

Нефтепродуктопроводы от Афипского нефтеперерабатывающего

завода до морского терминала в Цемесской бухте (НПП VI)

Проект нефтепродуктопроводы от Афипского нефтеперерабатывающего завода до морского терминала в Цемесской бухте предусматривает поставку дизельного топлива в объеме до 7 млн. тонн и бензина автомобильного в объеме до 3,5 млн. тонн в год с Афипского нефтеперерабатывающего завода до морского терминала в Цемесской бухте Черного моря.

Проект предусматривает строительство 2 магистральных трубопроводов диаметрами 500 мм и 400 мм и отвода на площадку "Грушовая" диаметром 400 мм. Протяженность трубопроводов составит 97 км, рабочее давление - 6 МПа, протяженность отвода - 7,5 км.

На трассе нефтепродуктопроводов от Афипского нефтеперерабатывающего завода до морского терминала в Цемесской бухте предусмотрено строительство головной насосной перекачивающей станции с резервуарным парком объемом до 110 тыс. куб. метров, резервуарного парка перевалочного комплекса объемом до 170 тыс. куб. метров, технологического тоннеля диаметром 3,3 метра и протяженностью 5,1 км и морского терминала для перевалки нефтепродуктов в объеме до 10,5 млн. тонн в год.

Система магистральных трубопроводов для увеличения

объемов транспортировки нефтепродуктов в московский регион

(НПП VII)

Проект предусматривает строительство нефтепродуктопровода "Шилово - Рязань" протяженностью 70 км, сливной железнодорожной эстакады с головной перекачивающей станции "Шилово-3" для транспортировки нефтепродуктов в объеме до 2,5 млн. тонн с возможным увеличением до 4 млн. тонн в год. Для реализации проекта предусматривается перевод нефтепроводов "Горький - Рязань-2" и "Рязань - Москва" для транспортировки нефтепродуктов, строительство 2 трубопроводов-перемычек протяженностью до 4 км от трубопровода "Рязань - Москва" до линейной производственно-диспетчерской станции "Володарская" и трубопроводов-перемычек между линейной производственно-диспетчерской станцией "Рязань" и нефтеперекачивающей станцией "Рязань" протяженностью до 2 км.

Реконструкция системы магистральных нефтепродуктопроводов

Перечень строящихся и реконструируемых объектов магистральных нефтепродуктопроводов предусмотрен приложением N 4.

Развитие системы транспортировки жидких углеводородов

В перспективе система транспорта и переработки жидких углеводородов (в том числе газового конденсата) в Надым-Пур-Тазовском регионе не сможет полностью принять и переработать прогнозируемые к добыче объемы жидкого углеводородного сырья.

Для транспорта нефти и избыточных объемов стабильного конденсата ачимовских залежей северных месторождений Западной Сибири, которые не сможет принять на переработку Сургутский завод по стабилизации конденсата (в связи с проектными ограничениями объем "тяжелых" жидких углеводородов может составлять не более 30 процентов общего объема поставляемого сырья), предусматривается строительство установок стабилизации жидких углеводородов и нефтеконденсатопровода "Уренгой - Пурпе" с дальнейшей поставкой жидкого углеводородного сырья в систему магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть".

Ввод в эксплуатацию планируемого нефтеконденсатопровода "Уренгой - Пурпе" в Надым-Пур-Тазовском регионе намечен на конец 2016 года.

Планируется к строительству нефтеперекачивающая станция "Уренгойская", нефтеконденсатопровод "Уренгой - Пурпе", установка стабилизации конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона.

Перечень планируемых к строительству объектов магистральных конденсатопроводов предусмотрен приложением N 5.

Развитие системы магистральных газопроводов

Очередность ввода новых мощностей в трубопроводном транспорте газа на долгосрочную перспективу определяется с учетом ожидаемых сроков их эффективной загрузки и обеспечения оптимальной производительности газотранспортной системы.

Сроки ввода перспективных объектов будут определяться исходя из конъюнктуры внешнего и внутреннего рынков, государственной политики в отрасли (включая налогообложение), динамики цен на металл и других факторов.

Перечень планируемых к строительству объектов магистральных газопроводов предусмотрен приложением N 6.

Газопровод "Бованенково - Ухта. III нитка" (ГП I)

Газопровод "Бованенково - Ухта. III нитка" является составной частью газопровода "Ямал - Европа". Газопровод "Бованенково - Ухта. III нитка" станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство III нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту "Система магистральных газопроводов "Бованенково - Ухта" (I и II нитки).

Строительство газопровода планируется начать с января 2017 г. по январь 2019 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2021 г. по декабрь 2023 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Газопровод "Бованенково - Ухта. III нитка" предусматривается для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу "Бованенково - Ухта. III нитка" составляет 60 млрд. куб. метров.

Общая протяженность газопровода "Бованенково - Ухта. III нитка" составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км - по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.

На трассе газопровода "Бованенково - Ухта. III нитка" предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях - КЦ-3 компрессорной станции "Байдарацкая", КЦ-3 компрессорной станции "Ярынская", КЦ-3 компрессорной станции "Гагарацкая", КЦ-3 компрессорной станции "Воркутинская", КЦ-3 компрессорной станции "Усинская", КЦ-3 компрессорной станции "Интинская", КЦ-3 компрессорной станции "Сынинская", КЦ-3 компрессорной станции "Чикшинская" и КЦ-3 компрессорной станции "Малоперанская".

Газопровод "Бованенково - Ухта. III нитка" планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.

Газопровод "Бованенково - Ухта. IV нитка" (ГП II)

Газопровод "Бованенково - Ухта. IV нитка" является составной частью газопровода "Ямал - Европа". Газопровод "Бованенково - Ухта. IV нитка" станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство новой IV нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту "Система магистральных газопроводов "Бованенково - Ухта" (I и II нитки).

Строительство газопровода планируется с января 2021 г. по январь 2023 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2025 г. по декабрь 2027 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Газопровод "Бованенково - Ухта. IV нитка" будет сооружен для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу "Бованенково - Ухта. IV нитка" составляет 60 млрд. куб. метров.

Общая протяженность газопровода "Бованенково - Ухта. IV нитка" составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км - по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.

На трассе газопровода "Бованенково - Ухта. IV нитка" предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях - КЦ-4 компрессорной станции "Байдарацкая", КЦ-4 компрессорной станции "Ярынская", КЦ-4 компрессорной станции "Гагарацкая", КЦ-4 компрессорной станции "Воркутинская", КЦ-4 компрессорной станции "Усинская", КЦ-4 компрессорной станции "Интинская", КЦ-4 компрессорной станции "Сынинская", КЦ-4 компрессорной станции "Чикшинская" и КЦ-4 компрессорной станции "Малоперанская".

Газопровод "Бованенково - Ухта. IV нитка" планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.

Газопровод "Бованенково - Ухта. V нитка" (ГП III)

Газопровод "Бованенково - Ухта. V нитка" является составной частью газопровода "Ямал - Европа". Газопровод "Бованенково - Ухта. V нитка" станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство новой V нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту "Система магистральных газопроводов "Бованенково - Ухта" (I и II нитки).

Строительство газопровода планируется начать с января 2025 г. по январь 2027 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2029 г. по декабрь 2031 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Газопровод "Бованенково - Ухта. V нитка" будет сооружен для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу "Бованенково - Ухта. V нитка" составляет 60 млрд. куб. метров.

Общая протяженность газопровода "Бованенково - Ухта. V нитка" составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км - по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.

На трассе газопровода "Бованенково - Ухта. V нитка" предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях - КЦ-5 компрессорной станции "Байдарацкая", КЦ-5 компрессорной станции "Ярынская", КЦ-5 компрессорной станции "Гагарацкая", КЦ-5 компрессорной станции "Воркутинская", КЦ-5 компрессорной станции "Усинская", КЦ-5 компрессорной станции "Интинская", КЦ-5 компрессорной станции "Сынинская", КЦ-5 компрессорной станции "Чикшинская" и КЦ-5 компрессорной станции "Малоперанская".

Газопровод "Бованенково - Ухта. V нитка" планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.

Газопровод "Бованенково - Ухта. VI нитка" (ГП IV)

Газопровод "Бованенково - Ухта. VI нитка" является составной частью газопровода "Ямал - Европа". Газопровод "Бованенково - Ухта. VI нитка" станет частью Единой системы газоснабжения.

Строительство VI нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту "Система магистральных газопроводов "Бованенково - Ухта" (I и II нитки).

Строительство газопровода планируется начать с января 2029 г. по январь 2031 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется после 2030 года. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Газопровод "Бованенково - Ухта. VI нитка" будет сооружен для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу "Бованенково - Ухта. VI нитка" составляет 60 млрд. куб. метров.

Общая протяженность газопровода "Бованенково - Ухта. VI нитка" составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км - по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.

На трассе газопровода "Бованенково - Ухта. VI нитка" предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях - КЦ-6 компрессорной станции "Байдарацкая", КЦ-6 компрессорной станции "Ярынская", КЦ-6 компрессорной станции "Гагарацкая", КЦ-6 компрессорной станции "Воркутинская", КЦ-6 компрессорной станции "Усинская", КЦ-6 компрессорной станции "Интинская", КЦ-6 компрессорной станции "Сынинская", КЦ-6 компрессорной станции "Чикшинская" и КЦ-6 компрессорной станции "Малоперанская".

Газопровод "Бованенково - Ухта. VI нитка" планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.

Газопровод подключения газового месторождения

Каменномысское море (шельф) (ГП V)

Газопровод предназначен для подключения газового месторождения Каменномысское море (шельф) к Единой системе газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать с января 2021 г. по январь 2023 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2022 г. по декабрь 2024 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основным источником газа является газовое месторождение Каменномысское море (шельф), расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе. Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождения потребителям Уральского и Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу подключения газового месторождения Каменномысское море (шельф) составляет 15 млрд. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в однониточном исчислении составит 90 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1067 мм, проектное давление в газопроводе - 7,4 МПа.

Газопровод планируется проложить в морском (подводном) исполнении.

Газопровод подключения Северо-Каменномысского газового

месторождения (шельф) (ГП VI)

Газопровод предназначен для подключения Северо-Каменномысского газового месторождения (шельф) к Единой системе газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать с января 2019 г. по январь 2021 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2020 г. по декабрь 2022 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основным источником газа является Северо-Каменномысское газовое месторождение (шельф), расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе. Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождения потребителям Уральского и Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу подключения Северо-Каменномысского газового месторождения (шельф) составляет 15 млрд. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в однониточном исчислении составит 106 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1067 мм, проектное давление в газопроводе - 7,4 МПа.

Газопровод планируется проложить в морском (подводном) исполнении.

Газопровод подключения месторождений Парусовой группы

и Тазовской губы Карского моря (ГП VII)

Газопровод предназначен для подключения месторождений Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря к Единой системе газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать с января 2023 г. по январь 2025 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2024 г. по декабрь 2026 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основными источниками газа являются месторождения Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря, расположенные в Ямало-Ненецком автономном округе. Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождений потребителям Уральского и Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу подключения месторождений Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря составляет 34 млрд. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в 2 очереди в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в однониточном исчислении составит 160 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1016 мм, проектное давление в газопроводе - 7,4 МПа.

Газопровод планируется проложить в морском (подводном) исполнении.

Газотранспортная система от месторождений Обской

и Тазовской губ Карского моря (ГП VIII)

Газотранспортная система от месторождений Обской и Тазовской губ Карского моря станет частью Единой системы газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать с января 2020 г. по январь 2022 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2021 г. по декабрь 2023 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основными источниками газа являются месторождения Обской и Тазовской губ Карского моря, расположенные в Ямало-Ненецком автономном округе. Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождений потребителям Уральского и Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газотранспортной системе от месторождений Обской и Тазовской губ Карского моря составляет 66 млрд. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в однониточном исчислении составит 170 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1067 мм, проектное давление в газопроводе - 7,4 МПа.

Газопровод будет проложен в морском (подводном) исполнении.

Расширение Единой системы газоснабжения для обеспечения

подачи газа в III и IV нитки морского газопровода "Северный

поток" (ГП IX)

Расширение Единой системы газоснабжения для обеспечения подачи газа в III и IV нитки морского газопровода "Северный поток" предусматривается произвести для увеличения экспорта российского газа в страны Европы. Строительство сухопутной части новых III и IV ниток планируется осуществить в одном коридоре с I и II нитками морского газопровода "Северный поток".

Строительство газопровода планируется начать с января 2015 г. по январь 2017 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2018 г. по январь 2020 г.

Проектный среднегодовой объем транспортировки по III и IV ниткам морского газопровода "Северный поток" составляет 55 млрд. куб. метров.

Планируемый диаметр труб III нитки газопровода составляет 1420 мм, IV нитки - 1220 мм, проектное давление в обеих нитках газопровода - 9,8 МПа.

На трассе планируемых III и IV ниток газопровода предусмотрено расширение компрессорных станций "Грязовецкая", "Шекснинская", "Бабаевская", "Пикалевская", "Волховская", "Дивенская" и "Копорская".

Магистральный газопровод "Ухта - Торжок. III нитка (Ямал)"

(ГП X)

Магистральный газопровод "Ухта - Торжок. III нитка (Ямал)" является составной частью газопровода "Ямал - Европа".

Строительство газопровода "Ухта - Торжок. III нитка (Ямал)" планируется начать с января 2018 г. по январь 2020 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2020 г. по январь 2022 г.

Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу "Ухта - Торжок. III нитка (Ямал)" составляет 45 млрд. куб. метров.

Общая протяженность газопровода "Ухта - Торжок. III нитка (Ямал)" составит 973 км. Планируемый диаметр труб III нитки газопровода "Ухта - Торжок" составляет 1420 мм, проектное давление - 9,8 МПа.

На трассе газопровода "Ухта - Торжок. III нитка (Ямал)" планируется построить компрессорные станции "Сосногорская", "Новосиндорская", "Новомикуньская", "Новоурдомская", "Новоприводинская", "Новонюксеницкая" и "Новоюбилейная".

Газопровод "Ухта - Чебоксары. I нитка" (ГП XI)

Газопровод "Ухта - Чебоксары. I нитка" станет частью Единой системы газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать с января 2025 г. по январь 2027 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2027 г. по январь 2029 г.

Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождений потребителям Приволжского и Северо-Западного федеральных округов, а также для экспортных поставок. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу "Ухта - Чебоксары. I нитка" составит 37 млрд. куб. метров.

Общая протяженность газопровода составит 920 км, планируемый диаметр труб - 1420 мм, проектное давление в газопроводе - 9,81 МПа.

Газопровод "Алтай" (ГП XII)

Газопровод "Алтай" общей протяженностью 2622 км (по Ямало-Ненецкому автономному округу - 206 км, Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре - 388 км, Томской области - 821 км, Новосибирской области - 241 км, Алтайскому краю - 377 км, Республике Алтай - 589 км) предназначен для поставок природного газа с месторождений Западной и Восточной Сибири в Китай в объеме до 30 млрд. куб. метров в год. Газопровод "Алтай" станет частью Единой системы газоснабжения.

Проект строительства газопровода "Алтай" характеризуется сложными природно-климатическими, инженерно-геологическими условиями строительства газопровода, его большой протяженностью, прохождением газопровода через особо охраняемые природные территории, а также высокими экологическими рисками.

Возможным маршрутом газопровода является трасса газопровода "Уренгой - Сургут - Челябинск" от компрессорной станции "Пурпейская" до компрессорной станции "Аганская", далее вдоль газопровода "Нижневартовск - Парабель - Кузбасс" в район г. Новосибирска, затем по территории Новосибирской области и Алтайского края до границы с Китайской Народной Республикой.

На участке от компрессорной станции "Пурпейская" до компрессорной станции "Аганская" предполагается расширение действующих газотранспортных мощностей с применением труб диаметром 1420 мм и рабочим давлением 7,4 МПа.

Рабочее давление, диаметр труб газопровода и расстановка компрессорных станций на участке от компрессорной станции "Аганская" до границы Китая планируется определить с учетом технико-экономической оптимизации параметров газопровода. На участке газопровода "Алтай" планируется построить компрессорные станции "Заринская", "Песчаная" и "Чуйская", расширить компрессорные станции "Губкинская", "Ортьягунская", "Аганская", "Александровская", "Парабель", "Володино" и "Новосибирская".

При строительстве газопровода "Алтай" особое внимание предусматривается уделить экологическим аспектам. На этапе планирования трассы газопровода "Алтай" рассмотрены все возможные маршруты его прокладки. Выбор трассы осуществлен с учетом не только экономики проекта, но и возможных последствий для окружающей среды.

В рамках подготовки обоснования инвестиций разработаны разделы по оценке воздействия на окружающую среду и охране памятников археологии, историко-культурного наследия в зоне строительства газопровода с учетом статуса природного объекта "Золотые горы Алтая" и правовых возможностей осуществления хозяйственной деятельности на особо охраняемых территориях.

Газопровод "Сила Сибири" (ГП XIII)

Газопровод "Сила Сибири" является магистральным газопроводом и запланирован как часть Единой системы газоснабжения. Полномасштабное строительство газопровода планируется начать в мае 2015 г. Планируемой датой завершения строительства газопровода и ввода его в эксплуатацию в объеме, необходимом для начала поставок газа в Китай, является декабрь 2018 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.

Основным источником газа является Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Ленском районе Республики Саха (Якутия), с последующим подключением Ковыктинского газоконденсатного месторождения, расположенного в Иркутской области.

Максимальный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу "Сила Сибири" составляет 27 млрд. куб. метров.

Общая протяженность газопровода составит около 3200 км. Проектное давление в газопроводе на участках от Чаяндинского месторождения до компрессорной станции КС-7а "Зейская" в районе г. Свободный и от компрессорной станции КС-7а "Зейская" до г. Хабаровска составит 9,8 МПа, на участке от компрессорной станции КС-7а "Зейская" до границы с Китайской Народной Республикой - 11,8 МПа.

После завершения строительства участка газопровода от Ковыктинского месторождения до Чаяндинского месторождения и лупингов на первой нитке магистрального газопровода "Сила Сибири", а также после подключения Иркутского центра газодобычи планируется осуществить выход на контрактную производительность газопровода в 38 млрд. куб. метров на экспорт в Китайскую Народную Республику.

При строительстве первой нитки газопровода "Сила Сибири" на его трассе предусматривается строительство 10 компрессорных станций общей мощностью 780 МВт при объеме экспорта газа 27 млрд. куб. метров газа в год, в 2022 году - компрессорной станции КС-1 "Салдыкельская" (проектная мощность 96 МВт), компрессорной станции КС-2 "Олекминская" (проектная мощность 64 МВт), компрессорной станции КС-3 "Амгинская" (проектная мощность 75 МВт), компрессорной станции КС-4 "Нимнырская" (проектная мощность 64 МВт), компрессорной станции КС-5 "Нагорная" (проектная мощность 75 МВт), компрессорной станции КС-6 "Сковородинская" (проектная мощность 64 МВт), компрессорной станции КС-7 "Сивакинская" (проектная мощность 75 МВт), компрессорной станции КС-7а "Зейская" (проектная мощность 192 МВт), компрессорной станции КС-8 "Теплоозерская" (проектная мощность 41 МВт) и компрессорной станции КС-9 "Биробиджанская" (проектная мощность 41 МВт).

Участок газопровода "Мурманск - Волхов" в Мурманской

области (ГП XIV)

Участок газопровода "Мурманск - Волхов" в Мурманской области станет частью Единой системы газоснабжения.

Начало строительства газопровода связано с принятием окончательного инвестиционного решения по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Участок газопровода необходим для транспортировки газа Штокмановского газоконденсатного месторождения для потребителей г. Мурманска и Мурманской области. Проектный среднегодовой объем транспортировки по участку газопровода "Мурманск - Волхов" составит 51,84 млрд. куб. метров.

Участок газопровода планируется проложить по территории Мурманской области в однониточном исполнении. Протяженность участка газопровода на территории Мурманской области должна составить 455,6 км, планируемый диаметр труб - 1420 мм, проектное давление в газопроводе - 9,8 МПа.

На трассе планируемого участка газопровода "Мурманск - Волхов" в Мурманской области предусмотрено строительство компрессорных станций "Териберская", "Мурманская", "Мончегорская" и "Кандалакшская".

В ходе строительства участка газопровода "Мурманск - Волхов" в Мурманской области планируется сооружение газопроводов-отводов к гг. Мурманску, Мончегорску, Кировску, Апатитам и Кандалакше.

Лупинг магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград"

км 735 - км 765 (ГП XV)

Лупинг магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград" станет частью Единой системы газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать в 2016 году.

Лупинг магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград" (с подключением к магистральным газопроводам "Грязовец - Ленинград 1" и "Грязовец - Ленинград 2" и врезкой в магистральные газопроводы "Белоусово - Ленинград" и "Серпухов - Ленинград") планируется в целях повышения надежности газоснабжения г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области и обеспечения экспортных поставок газа.

Лупинг магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград" планируется в однониточном исполнении. Общая протяженность трассы лупинга составит 41 км. Планируемый диаметр труб газопровода - 1000 мм. Проектное давление в трубопроводе - 5,4 МПа.

Реконструкция магистрального газопровода "Кохтла-Ярве -

Ленинград", I и II нитки (ГП XVI)

Реконструированные магистральные газопроводы "Кохтла-Ярве - Ленинград", I и II нитки станут частью Единой системы газоснабжения. Реконструкцию магистральных газопроводов планируется начать в 2016 году. Планируемая дата завершения работ по реконструкции магистральных газопроводов "Кохтла-Ярве - Ленинград", I и II нитки и ввода их в эксплуатацию - 2017 год.

Реконструкцию магистральных газопроводов "Кохтла-Ярве - Ленинград", I и II нитки планируется выполнить в целях приведения физического состояния газопроводов в соответствие требованиям нормативных документов для обеспечения их безопасной эксплуатации, надежности газоснабжения и устранения имеющихся нарушений охранных зон и зон минимально допустимых расстояний.

Реконструируемый магистральный газопровод "Кохтла-Ярве - Ленинград", I и II нитки расположены на территориях Кингисеппского, Волосовского, Гатчинского, Ломоносовского районов Ленинградской области.

Условный диаметр I и II ниток газопровода составит 700 мм. Общая протяженность участка реконструкции - 121,8 км (каждой нитки газопровода), проектное давление в газопроводе - 5,4 МПа.

В рамках выполнения работ по реконструкции магистральных газопроводов планируется выполнить демонтаж I и II существующих ниток магистрального газопровода диаметром 500 мм.

Реконструкция магистрального газопровода "Серпухов -

Ленинград" и магистрального газопровода "Белоусово -

Ленинград" (ГП XVII)

Реконструированные магистральные газопроводы "Серпухов - Ленинград" и "Белоусово - Ленинград" станут частью Единой системы газоснабжения. Реконструкцию магистральных газопроводов планируется начать в 2016 году. Планируемая дата завершения работ по реконструкции магистральных газопроводов "Серпухов - Ленинград" и "Белоусово - Ленинград" и ввода их в эксплуатацию - 2020 год.

Реконструкцию магистральных газопроводов "Серпухов - Ленинград" и "Белоусово - Ленинград" планируется выполнить в целях приведения системы магистральных газопроводов в соответствие требованиям действующих нормативных документов для обеспечения безопасности и бесперебойности транспорта газа и повышения надежности газоснабжения.

Производство работ по реконструкции магистральных газопроводов "Серпухов - Ленинград" и "Белоусово - Ленинград" планируется выполнить на территориях Московской, Тверской, Новгородской и Ленинградской областей и г. Санкт-Петербурга.

В рамках выполнения работ по реконструкции магистральных газопроводов планируется осуществить:

реконструкцию магистрального газопровода "Серпухов - Ленинград" с заменой трубопровода диаметром 700 мм на трубопровод диаметром 1000 мм на участке "КС "Валдай" - ГРС "Санкт-Петербург";

перенос участков магистральных газопроводов, расположенных с нарушением зон минимально допустимых расстояний от зданий и сооружений, за пределы зон минимально допустимых расстояний;

строительство газопроводов-отводов к газораспределительным станциям "Новгород-1", "Новгород-2" и "Вышний Волочек" с учетом подключения существующих газопроводов-отводов;

реконструкцию технологических перемычек между магистральными газопроводами "Серпухов - Ленинград" и "Белоусово - Ленинград";

демонтаж всех выводимых из эксплуатации участков магистральных газопроводов и газопроводов-отводов с запорной арматурой;

сооружение газораспределительной станции "Санкт-Петербург" производительностью 1860 тыс. куб. метров в час;

строительство газопроводов распределительной сети на территориях Ленинградской области и г. Санкт-Петербурга давлением 1,2 МПа;

демонтаж существующих магистральных газопроводов "Серпухов - Ленинград" диаметром 700 мм, "Ям-Ижора - ГРС "Шоссейная" (лупинг 1 диаметром 1000 мм и лупинг 2 диаметром 500 мм) протяженностью 22 км каждый и 3 газораспределительных станций ("Шоссейная", "Московская славянка", "Южная ТЭЦ") в городской черте г. Санкт-Петербурга.

Увеличение подачи газа в юго-западные районы Краснодарского

края (ГП XVIII)

Строительство газопровода планируется выполнить в целях обеспечения газом потребителей на территории Краснодарского края (Верхнее Джемете, Джигинка, Благовещенская, Темрюк, Курчанская, Ордынская, Волна, Старотиторовская, Вышестеблиевская, Юбилейная, Запорожская и Тамань). В качестве точки подключения к Западному коридору "Южный поток" ("Расширение ЕСГ для обеспечения подачи газа в газопровод "Южный поток") выбран район станицы Натухаевская.

Планируется однониточное исполнение газопровода (одна очередь строительства) с вводом в эксплуатацию в октябре 2015 г., проектный срок службы газопровода - 50 лет.

Общая протяженность линейной части газопровода составит 104 км (диаметры труб 530 мм и 720 мм), при этом проектное рабочее давление составит 7,4 МПа. Газопровод предусматривается проложить в подземном исполнении.

Проектный среднегодовой объем транспортировки газа составит до 5 млрд. куб. метров в год.

В рамках реализации проекта строительства газопровода планируется реализация проектов "Реконструкция ГРС Темрюк Краснодарского края", "Реконструкция ГРС Тамань Краснодарского края", "Реконструкция ГРС п. Верхнее Джемете Краснодарского края", строительство газопровода-отвода к газораспределительной станции пос. Верхнее Джемете и подводящих газопроводов к газораспределительной станции г. Темрюка и газораспределительной станции станицы Тамань.

Протяженность газопровода-отвода к газораспределительной станции пос. Верхнее Джемете составит 6,3 км, диаметр труб - 500 метров, рабочее давление - 5,4 МПа, к газораспределительной станции г. Темрюка - 0,5 км, диаметр труб - 200 мм, рабочее давление - 5,4 МПа, к газораспределительной станции станицы Тамань - 1,9 км, диаметр труб - 350 мм, рабочее давление - 5,4 МПа.

Расширение ЕСГ для подачи газа в газопровод "Южный поток"

(Восточный коридор) (ГП XIX)

Наименование газопровода "Южный поток" и его объектов будет дополнительно уточняться по результатам корректировки соответствующих программ, на основании которых осуществляется подготовка схем территориального планирования Российской Федерации.

Газопровод "Южный поток" предназначен для передачи газа через Черное море в страны Южной и Центральной Европы в целях диверсификации маршрутов экспорта природного газа и исключения транзитных рисков. Газопровод запланирован как часть Единой системы газоснабжения. Первый газ по газопроводу "Южный поток" предусматривается поставить в конце 2015 года. На полную мощность газопровод выйдет в 2018 году.

Восточный коридор расширения ЕСГ для подачи газа в газопровод "Южный поток" (до 63 млрд. куб. метров в год) пройдет по территориям Республики Мордовия, Пензенской, Нижегородской, Волгоградской, Саратовской, Ростовской областей и Краснодарского края.

Расширение ЕСГ для подачи газа в газопровод "Южный поток"

(Западный коридор) (ГП XX)

Наименование газопровода "Южный поток" и его объектов будет дополнительно уточняться по результатам корректировки соответствующих программ, на основании которых осуществляется подготовка схем территориального планирования Российской Федерации.

Газопровод "Южный поток" предназначен для передачи газа через Черное море в страны Южной и Центральной Европы в целях диверсификации маршрутов экспорта природного газа и исключения транзитных рисков. Газопровод запланирован как часть Единой системы газоснабжения. Первый газ по газопроводу "Южный поток" предусматривается поставить в конце 2015 года. На полную мощность газопровод выйдет в 2018 году.

Западный коридор расширения ЕСГ для подачи газа в газопровод "Южный поток" (до 31,5 млрд. куб. метров в год) пройдет по территориям Воронежской, Ростовской областей и Краснодарского края.

Морской участок газопровода "Южный поток" (российский

сектор) (ГП XXI)

Наименование газопровода "Южный поток" и его объектов будет дополнительно уточняться по результатам корректировки соответствующих программ, на основании которых осуществляется подготовка схем территориального планирования Российской Федерации.

Морской участок газопровода "Южный поток" (российский сектор) - морской участок трубопроводной системы "Южный поток", предназначенной для поставки природного газа из Российской Федерации в страны Южной и Центральной Европы. Трубопроводная система "Южный поток" состоит из 4 ниток диаметром 812,8 мм (32 дюйма), протяженность морского участка - около 930 км.

Морской участок газопровода "Южный поток" (российский сектор) на территории Российской Федерации имеет протяженность около 234 км от прибрежного пункта, расположенного в 10 км к югу от города-курорта Анапы (Краснодарский край), до границ российской и турецкой исключительных экономических зон, около 3 км трубопровода - сухопутный участок трассы, около 227 км - морской участок трассы в российской исключительной экономической зоне, в том числе 50 км - в российских территориальных водах.

Прокладка морского участка газопровода "Южный поток" (российский сектор) по дну Черного моря и на участке берегового примыкания осуществляется последовательно с 2014 года. Проектное рабочее давление во всех нитках газопровода, проходящих по территории субъекта Российской Федерации, составит 28,33 МПа, проектный среднегодовой объем транспортировки - около 63 млрд. куб. метров в год. Ввод в эксплуатацию I нитки морского участка газопровода "Южный поток" (российский сектор) планируется в 2015 году. Ввод в эксплуатацию II, III и IV ниток морского участка газопровода "Южный поток" (российский сектор)" планируется в 2017 году.

Начальной точкой строящегося магистрального газопровода является сварной стык за площадкой выходных охранных кранов компрессорной станции "Русская" проекта "Расширение ЕСГ для обеспечения подачи газа в газопровод "Южный поток".

В состав газопровода морского участка газопровода "Южный поток" (российский сектор)" входят 4 нитки газопровода протяженностью 230 км и объекты на участке берегового примыкания (площадка диагностических и очистных устройств, 5 грунтовых реперов, а также подъездная автомобильная дорога к площадке диагностических и очистных устройств).

Реконструкция магистрального газопровода "Белоусово -

Ленинград" на участке "КС Белоусово - граница с ООО

"Газпром трансгаз Санкт-Петербург" (ГП XXII)

Объектами реконструкции являются сооружения линейной части магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград" на участке "КС Белоусово - граница с ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" (0 - 177,4 км трассы).

Магистральный газопровод "Белоусово - Ленинград" входит в состав Единой системы газоснабжения и предназначен для транспортировки природного газа. Диаметр труб составляет 1020 мм, рабочее давление - 5,4 МПа, общая протяженность реконструируемой трассы газопровода - 177,4 км, количество ниток - 1.

Завершение работ по реконструкции и вводу в эксплуатацию магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград" на участке "КС Белоусово - граница с ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" (0 - 177,4 км трассы) запланировано на 2015 год.

Реконструкцию магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград" на участке "КС Белоусово - граница с ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" (0 - 177,4 км трассы) планируется выполнить в целях приведения системы магистральных газопроводов в соответствие требованиям действующих нормативных документов для обеспечения безопасности и бесперебойности транспорта газа и повышения надежности газоснабжения.

Производство работ по реконструкции магистрального газопровода "Белоусово - Ленинград" на участке "КС Белоусово - граница с ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" (0 - 177,4 км трассы) планируется выполнить на территориях Калужской и Московской областей.

В рамках выполнения работ по реконструкции магистрального газопровода планируется выполнить следующие работы:

подготовка газопровода для пуска очистных и диагностических устройств с установкой камер пуска и приема очистных устройств;

замена линейных крановых узлов;

телемеханизация крановых узлов на линейной части магистрального газопровода, перемычках между нитками, начальных участках газопроводов-отводов, речных переходах, узлах приема и запуска очистного поршня, энергообеспечивающих объектах, расположенных на линейной части и газопроводах-отводах, станциях катодной защиты;

демонтаж и замена дефектных участков газопровода, замена труб газопровода диаметром 1020 мм на трубы газопровода диаметром 1220 мм;

обустройство переходов газопровода через естественные и искусственные препятствия;

балластировка газопровода;

обустройство берегоукрепления геокаркасом "Экотрасса" на переходах через водные преграды;

укладка универсальных гибких защитных бетонных матов для защиты трубопровода от механических повреждений в русловой части подводного перехода;

установка технологической цифровой системы передачи для передачи сигналов телемеханики с новых объектов газотранспортной системы;

строительство современной системы конвенциональной радиосвязи вдоль магистральных газопроводов;

электрохимическая защита, дистанционный контроль средств электрохимической защиты и коррозионный мониторинг, электроснабжение средств электрохимической защиты;

временная система электрохимической защиты газопровода на период реконструкции;

строительство вдольтрассовой высоковольтной линии напряжением 10 кВ;

электроснабжение линейных потребителей.

Реконструкция линейной части магистральных газопроводов

"САЦ 1 - САЦ 2 на участке КС "Александров Гай" - КС

"Приволжская" (ГП XXIII)

Объектами реконструкции по проекту являются сооружения линейной части магистральных газопроводов "САЦ 1 - САЦ 2 на участке КС "Александров Гай" - КС "Приволжская" (от 1224 км до 1398 км).

Магистральные газопроводы "САЦ 1 - САЦ 2 на участке КС "Александров Гай" - КС "Приволжская" предназначены для транспортировки природного газа и входят в состав Единой системы газоснабжения. Диаметр труб составляет 1020 мм с толщиной стенки 12 мм и 1220 мм с толщиной стенки 15 мм и 17 мм, рабочее давление - 5,4 МПа, протяженность реконструируемой трассы газопроводов диаметром 1020 мм - 11610,2 метра, диаметром 1220 мм - 2181,6 метра.

Завершение работ по реконструкции и вводу в эксплуатацию магистральных газопроводов "Средняя Азия - Центр I и II" на участке "КС "Александров Гай" - КС "Приволжская" (от 1224 км до 1398 км) запланировано на 2016 год.

Реконструкцию магистральных газопроводов "САЦ 1 - САЦ 2 на участке "КС "Александров Гай" - КС "Приволжская" планируется выполнить в целях приведения системы магистральных газопроводов в соответствие требованиям действующих нормативных документов для обеспечения безопасности и бесперебойности транспорта газа и повышения надежности газоснабжения.

Производство работ по реконструкции магистральных газопроводов "САЦ 1 - САЦ 2 на участке КС "Александров Гай" - КС "Приволжская" планируется выполнить на территории Саратовской области.

В рамках выполнения работ по реконструкции магистральных газопроводов планируются:

замена кабеля связи;

строительство вдольтрассовой высоковольтной линии напряжением 10 кВ;

замена линейных крановых узлов, в том числе замена 8 крановых узлов с прилегающими участками трубопровода по 250 метров в обе стороны и реконструкция 2 крановых узлов с монтажом системы резервирования импульсного газа;

телемеханизация крановых узлов на линейной части;

установка камер пуска и прием очистных устройств (для диаметра 1220 мм - 4 узла, для диаметра 1020 мм - 2 узла);

монтаж перемычек между магистральными газопроводами "САЦ 1 - САЦ 2" (диаметром 720 мм - 2 перемычки, диаметром 1020 мм - 1 перемычка);

замена участков газопровода по 250 метров в обе стороны от кранового узла (без замены крана), всего 500 метров;

замена 4 прямых врезок газопровода-отвода на тройниковое соединение;

замена 4 перемычек (с компенсатором и тройниками) между магистральными газопроводами "САЦ 1 - САЦ 2";

демонтаж и замена дефектных участков газопровода;

замена трубопровода (с диаметра 1020 мм на диаметр 1220 мм);

устройство 2 переходов через водную преграду;

электроснабжение линейных потребителей;

электрохимическая защита, дистанционный контроль средств электрохимической защиты и коррозионный мониторинг и электроснабжение средств электрохимической защиты.

Терминал по приему, хранению и регазификации сжиженного

природного газа (СПГ) в Калининградской области (в части

магистрального газопровода) (ГП XXIV)

Строительство терминала по приему, хранению и регазификации сжиженного природного газа (СПГ) в Калининградской области будет осуществляться для обеспечения энергоснабжения Калининградской области и объединенной энергетической системы Северо-Запада России и надежного газоснабжения Калининградской области.

В состав проектируемых объектов терминала по приему, хранению и регазификации сжиженного природного газа (СПГ) в Калининградской области входят:

паловый причал-волнолом для швартовки регазификационного судна СПГ с технологической площадкой под размещение узла запуска очистного устройства, операционная акватория, разворотный круг;

магистральный газопровод от узла запуска очистного устройства до точки врезки в газопровод-отвод к Калининградскому подземному хранилищу газа от магистрального газопровода "Вильнюс - Калининград";

сооружения, входящие в инфраструктуру магистрального газопровода:

охранный кран с площадкой контрольного пункта телемеханики;

узел приема очистного устройства с площадкой контрольного пункта телемеханики;

газоизмерительная станция с узлом подключения;

узел редуцирования, крановый узел на врезке в газопровод-отвод к Калининградскому подземному хранилищу газа от магистрального газопровода "Вильнюс - Калининград";

инженерные коммуникации (автодороги, высоковольтные линии, кабели связи).

Завершить строительство магистрального газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в декабре 2017 г.

Газопровод будет расположен в Зеленоградском районе Калининградской области и прибрежной акватории Балтийского моря.

Максимальный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу составит 2,7 млрд. куб. метров.

Газопровод будет проложен в однониточном исполнении. Общая протяженность магистрального газопровода составит 13 км, в том числе сухопутная часть - 8 км, планируемое давление - 7,4 МПа, диаметр труб - 500 мм.

Реконструкция газотранспортных мощностей для обеспечения

закачки газа в Касимовское ПХГ и отбора из Касимовского

и Увязовского ПХГ в объеме до 183 млн. куб. метров

в сутки (ГП XXV)

Объектами реконструкции по проекту являются газопровод-лупинг компрессорной станции "Путятинская" - "Касимовское ПХГ" с подключением к газопроводу-перемычке компрессорной станции "Путятинская" - "Увязовское ПХГ" и к газопроводу-перемычке "Увязовское ПХГ" - "Касимовское ПХГ" и линейная часть магистрального газопровода "Ямбург - Тула II" на участке от 2831 км до 2838,5 км.

Проектируемые газопровод-лупинг компрессорной станции "Путятинская" - "Касимовское ПХГ" и магистральный газопровод "Ямбург - Тула II" имеют двухниточное исполнение, предназначены для транспортировки природного газа и входят в состав Единой системы газоснабжения Российской Федерации. После реконструкции диаметр труб на участке компрессорной станции "Путятинская" - "Увязовское ПХГ" и на участке "Увязовское ПХГ" - "Касимовское ПХГ" составит 1020 мм, линейной части магистрального газопровода "Ямбург - Тула II" на участке от 2831 км до 2838,5 км - 1220 мм, рабочее давление - 7,4 МПа, протяженность реконструируемой трассы газопроводов диаметром 1020 мм - 107,34 км, диаметром 1220 мм - 7,5 км.

Завершение работ по реконструкции и вводу в эксплуатацию газопровода-лупинга компрессорной станции "Путятинская" - "Касимовское ПХГ" и магистрального газопровода "Ямбург - Тула II" на участке от 2831 км до 2838,5 км запланировано на 2016 - 2017 годы.

2. Сети газораспределения, предназначенные для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 МПа

Распоряжение от 6.05.2015 г. № 816-р (24.12.2015) СХЕМА ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В ОБЛАСТИ ФЕДЕРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА (В ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА)

		

 

НОРМЫ ОТВОДА ЗЕМЕЛЬ 
ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

 

СН 452-73

 

Постановлением Госстроя СССР от 30 марта 1973 г. N 45 утверждены и с 30 марта 1973 г. введены в действие разработанные Всесоюзным научно-исследовательским институтом по строительству магистральных трубопроводов Миннефтегазстроя, представленные Мингазпромом и согласованные с Минсельхозом СССР и Гослесхозом СССР, приведенные ниже Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов.

1. Настоящие нормы устанавливают ширину полос земель для магистральных подземных трубопроводов (газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов) и размеры земельных участков для размещения запорной арматуры указанных трубопроводов.

Примечания: 1. Полосы земель для магистральных трубопроводов необходимы для временного краткосрочного пользования на период их строительства, а земельные участки для размещения запорной арматуры - для бессрочного (постоянного) пользования.

2. Ширина полос земель для магистральных надземных трубопроводов определяется проектом, утвержденным в установленном порядке.

3. Полосы земель для магистральных трубопроводов следует отводить участками в соответствии с очередностью строительства, предусмотренной проектом.

2. При выборе, отводе и использовании земель для магистральных трубопроводов следует соблюдать требования Основ земельного законодательства Союза ССР и союзных республик, Основных положений по восстановлению земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых, проведении геологоразведочных, строительных и иных работ, а также соответствующих общесоюзных нормативных документов, утвержденных или согласованных Госстроем ССР.

3.Ширину полосы земель, отводимых во временное краткосрочное пользование на период строительства одного магистрального подземного трубопровода, надлежит устанавливать по табл. 1.

Таблица 1

Диаметр
трубопровода в мм

Ширина полосы земель для одного подземного трубопровода в м

на землях несельскохозяйственного назначения, или непригодных для сельского хозяйства, и землях государственного лесного фонда

на землях сельскохозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя)

1

2

3

1. До 426 включительно

20

28

2. Более 426 до 720 включительно

23

33

3. Более 720 до 1020 включительно

28

39

4. Более 1020 до 1220 включительно

30

42

5. Более 1220 до 1420 включительно

32

45

Примечания: 1. Предоставление для магистральных трубопроводов земель государственного лесного фонда производится преимущественно за счет не покрытых лесом площадей или площадей, занятых кустарниками и малоценными насаждениями. При необходимости предоставления для указанных целей в исключительных случаях земель государственного лесного фонда, покрытых лесом, ширина полос земель для магистральных трубопроводов устанавливается по согласованию с Гослесхозом СССР, но не более ширины, указанной в графе 2 табл. 1 для трубопроводов соответствующих диаметров.

2. Предоставление в пользование и изъятие земель для магистральных трубопроводов производится в соответствии со статьями 10 и 16 Основ земельного законодательства Союза СССР и союзных республик.

3. Ширина полос земель для магистральных подземных трубопроводов диаметром более 1420 мм и трубопроводов, строящихся в труднопроходимой местности (в болотах, тундре, пустынях, горных условиях и т.п.), а также размеры земельных участков для противопожарных и противоаварийных сооружений (обвалований, канав и емкостей для нефти и нефтепродуктов), станций катодной защиты трубопроводов, узлов подключения насосных и компрессорных станций, устройств очистки трубопроводов и для строительства переходов через естественные и искусственные препятствия определяются проектом, утвержденным в установленном порядке.

4. Ширина и длина полос земель, отводимых во временное пользование для капитального ремонта магистральных трубопроводов, определяются проектом, утвержденным в установленном порядке, при этом ширина указанных полос не должна превышать ширины, предусмотренной табл.1 для трубопроводов соответствующих диаметров.

 

4.Ширину полосы земель, отводимых во временное краткосрочное пользование на период строительства двух и более параллельных магистральных подземных трубопроводов, следует принимать равной ширине полосы земель для одного трубопровода (приведенной в табл. 1 настоящих норм) плюс расстояние между осями крайних трубопроводов. Расстояние между осями смежных трубопроводов надлежит принимать по нормам, приведенным в табл. 2.

Таблица 2

Диаметр
трубопровода в мм

Расстояние между осями смежных магистральных трубопроводов в м

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

1. До 426 включительно

8

5

2. Более 426 до 720 включительно

9

5

3. Более 720 до 1020 включительно

11

6

4. Более 1020 до 1220 включительно

13

6

5. Более 1220 до 1420 включительно

15

7

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

2. Расстояние между двумя нефтепроводами и нефтепродуктопроводами, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее указанного в табл. 2, но не менее 1 м между стенками трубопроводов.

 

5. Земельные участки, отводимые в бессрочное (постоянное) пользование для размещения запорной арматуры подземных магистральных трубопроводов, следует принимать размерами не более 10 х 10 м каждый.

6. Использование земель над подземными магистральными трубопроводами по назначению должно осуществляться землепользователями с соблюдением мер по обеспечению сохранности трубопроводов.

 

 

СН 452-73 НОРМЫ ОТВОДА ЗЕМЕЛЬ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

		

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

 

РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ
СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

 

СНиП 2.04.12-86

 

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО ДЕЛАМ СТРОИТЕЛЬСТВА

Москва 1986

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИСТ Миннефтегазстроя (канд. техн. наук В. В. Рождественский - руководитель темы, канд. техн. наук В. П. Черний ).

ВНЕСЕНЫ Миннефтегазстроем.

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

С введением в действие СНиП 2.04.12-86 "Расчет на прочность стальных трубопроводов" утрачивают силу "Указания по расчету стальных трубопроводов различного назначения" (СН 373-67).

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

 

СОДЕРЖАНИЕ

1.

Общие указания

2.

Нагрузки и воздействия

3.

Расчетные характеристики труб, соединительных деталей и сварных соединений

4.

Определение толщин стенок труб и соединительных деталей

5.

Проверка прочности трубопровода

Приложение 1.

Обязательное. Буквенные обозначения величин

Приложение 2.

Рекомендуемое. Значения коэффициента надежности по материалу труб и соединительных деталей, изготовляемых по ряду государственных стандартов

Приложение 3.

Рекомендуемое. Конструктивные решения соединительных деталей трубопроводов

Приложение 4.

Обязательное. Определение пролетов надземных трубопроводов

 

 

Государственный комитет СССР по делам строительства
(Госстрой СССР)

Строительныенормы и правила

СНиП 2.04.12-86

Расчет на прочность
стальных трубопроводов

Взамен
СН 373-67

 

Настоящие нормы распространяются на стальные трубопроводы (в дальнейшем - трубопроводы) различного назначения условным диаметром до 1400 мм включ., предназначенные для транспортирования жидких и газообразных сред давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) и температурой от минус 70 до плюс 450 °С включ., и устанавливают требования к расчету их на прочность.

Настоящие нормы не распространяются на магистральные и промысловые газо и нефтепроводы, технологические и шахтные трубопроводы на трубопроводы, работающие под вакуумом и испытывающие динамические воздействия транспортируемой среды, трубопроводы особого назначения (атомных установок, передвижных агрегатов, гидро и пневмотранспорта и др.), а также на трубопроводы, для которых проектирование или расчет на прочность регламентируется"Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" , утвержденными Госгортехнадзором СССР, и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

1. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1 .1. Для трубопроводов следует применять трубы и соединительные детали, отвечающие требованиям государственных стандартов и технических условий, утвержденных в установленном порядке, что должно быть подтверждено сопроводительным документом (паспортом или сертификатом). При отсутствииуказанного документа соответствие труб и соединительных деталей требованиям государственных стандартов или технических условий должно быть подтверждено испытанием их образцов в объеме, определяемом нормативными документами на соответствующие трубопроводы.

1.2. Расчет трубопроводов на прочность производится по методу предельных состояний и включает определение толщин стенок труб, тройников, переходов, отводов и заглушек, определение допустимых пролетов трубопроводов, проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения трубопровода.

1 .3. Поверочный расчет трубопроводов следует производить на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий для конкретно принятого конструктивного решения с оценкой прочности и устойчивости продольных и поперечных сечений рассматриваемого трубопровода.

1.4. Буквенные обозначения величин в формулах, приведенных в настоящих нормах указаны в обязательном приложении 1.

2. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

2.1. Расчет трубопроводов на прочность следует выполнять с учетом нагрузок и воздействий, возникающих при их сооружении, испытании и эксплуатации.

Расчетные нагрузки, воздействия и их возможные сочетания необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85 .

2.2. Коэффициенты надежности по нагрузке , следует принимать по табл.1.

2.3. Нормативные нагрузки от собственного веса трубопровода, арматуры и обустройств изоляции, от веса и давления грунта необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.

2.4. Нормативное значение воздействия от предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов при надземной прокладке и др.) надлежит определять по принятомуконструктивному решению трубопровода.

2.5. Нормативное значение давления транспортируемой среды устанавливается проектом.

2.6. Нормативную нагрузку от веса транспортируемой среды на единицу длины трубопровода следует определять по формулам:

для жидкой среды

                                   (1)

 

для газообразной среды

 

                                 (2)

 

2.7. Нормативный температурный перепад в трубопроводе надлежит принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок трубопровода в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода.

2.8. Нормативную снеговую нагрузкуна единицу длины горизонтальной проекции надземного трубопровода nsn надлежит определять по формуле

 

                                    (3)

 

Внесены
Миннефтегазстроем

Утверждены
постановлением
Государственного комитета СССР по делам строительства от 7 апреля 1986 г. № 41

Срок
введения вдействие
1 января 1987 г.

 

Таблица 1

Нагрузк и и воздействия

Способ прокладки
трубопровода

Коэффициент надежности
по нагрузке g fi

вид

шифр i

характеристика

подземный

надземный

Постоянные

1

Собственный вес трубопровода, арматуры и обустройств

+

+

1,1 (0,95)

2

Вес изоляции

+

+

1,2

3

Вес и давление грунта (засыпки, насыпи)

+

-

1,2 (0,8)

4

Предварительное напряжение трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов и др.) и гидростатическое давление воды

+

+

1,0

Временные длительные

Внутреннее давление транспортируемой среды:

5

газообразной

+

+

1,1

6

жидкой

+

+

1,15

Вес транспортируемой среды:

7

газообразной

+

+

1,1 (1,0)

8

жидкой

+

+

1,0 (0,95)

9

Температурный перепад металла стенок трубопровода

+

+

1,1

10

Неравномерные деформации грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры (осадки, пучения и др.)

+

+

1,5

Кратковременные

11

Снеговая

-

+

1,4

12

Гололедная

-

+

1,3

13

Ветровая

-

+

1,2

13а

Транспортирование отдельных секций, сооружение трубопровода, испытание и пропуск очистных устройств

+

+

1,0

Особые

14

Сейсмические воздействия

+

+

1,0

15

Нарушение технологического процесса, временные неисправности или поломка оборудования

+

+

1,0

16

Неравномерные деформации грунта, сопровождающиеся изменением его структуры (селевые потоки и оползни; деформации земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах; деформации просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых при оттаивании и др.)

+

+

1,0

Примечания: 1. Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать, знак "-" - не учитывать.

2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься в тех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.

3. Когда по условиям испытания или эксплуатации в трубопроводах, транспортирующих газообразные среды, возможно полное или частичное заполнение внутренней полости их водой или конденсатом, а в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды, - попадание воздуха или опорожнение их, необходимо учитывать изменение нагрузки от веса среды.

 

Вес снегового покрова s следует принимать по СНиП 2.01.07-85.

2.9. Нормативную нагрузку от обледенения на единицу длины надземного трубопровода ninследует определять по формуле

 

                                (4)

 

где ti- толщину слоя и gi - объемный вес гололеда необходимо принимать по СНиП 2.01.07-85.

2.10. Нормативную ветровую нагрузку на единицу длины надземного трубопровода wn действующую перпендикулярно его осевой вертикальной плоскости, следует определять по формуле

 

                            (5)

 

где статическую wstc и динамическую wdyn составляющие ветровой нагрузки следует определять по СНиП 2.01.07-85, при этом значение wdyn необходимо определять как для сооружения с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью.

2.11. Нормативные значения нагрузок и воздействий, возникающих при транспортировании отдельных секций, при сооружении трубопровода, испытании и пропуске очистных устройств, следует устанавливать проектом в зависимости от способов производства этих работ и проведения испытаний.

2.12. Сейсмические воздействия на надземные и подземные трубопроводы надлежит принимать согласно СНиП II-7-81 .

2.13. Нагрузки и воздействия, вызываемые резким нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью и поломкой оборудования, следует устанавливать проектом в зависимости от особенностей технологического режима эксплуатации.

2.14. Нагрузки и воздействия от неравномерных деформаций грунта (осадок, пучения, селевых потоков, оползней, воздействий горных выработок, карстов, замачивания просадочных грунтов, оттаивания вечномерзлых грунтов и т. д.) надлежит определять на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопроводов.

2.15. Нормативные нагрузки и коэффициенты надежности по нагрузке от подвижного состава железных иавтомобильных дорог следует определять согласно СНиП 2.05.03-84.

3. РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ, СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

 

3.1. Расчетные сопротивления материала труб и соединительных деталей по временному сопротивлению Ru пределу текучести Ry при расчетной температуре следует определять по формулам:

 

                                                   (6)

                                                    (7)

 

3.2. Нормативные сопротивления Run и Ryn следует принимать равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам или техническим условиям на трубы и соединительные детали, определяемым при нормальной температуре (20 °С).

3.3. Значения коэффициента надежности по материалу gm труб и соединительных деталей надлежит принимать по табл. 2. Значения коэффициентов надежности по материалу труб и соединительных деталей, изготовляемых по ряду государственных стандартов, допускается принимать по рекомендуемому приложению 2.

Таблица 2

Характеристика труб и соединительных деталей

Коэффициент
надежности по
материалу g m

Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5 % и прошедшие 100 %-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами

1,025

Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами

1,05

Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами; бесшовные холодно- и теплодеформированные

1,10

Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты; штампованные и штампосварные соединительные детали; остальные бесшовные трубы и соединительные детали

1,15

Примечания:1. Для труб, сваренных односторонней сваркой, коэффициент надежности по материалу gmследует умножать на 1.1.

2. Коэффициент надежности по материалу для соединительных деталей, изготовленных из труб без теплового передела последних, следует принимать равным соответствующим его значениям для труб, из которых эти детали изготовлены.

3. Допускается применять коэффициенты 1,025 вместо 1,05, 1,05 вместо 1,10 и 1,10 вместо 1,15 для труб, изготовленных двусторонней сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты, со стенкой толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получать качество труб, соответствующее данному коэффициенту gm.

 

3.4. Значения поправочных коэффициентов надежности по материалу труб и соединительных деталей gtu иgty при расчетной температуре эксплуатации трубопровода следует принимать по табл. 3 .

Таблица 3

Трубы и соединительные детали из сталей

Поправочные коэффициенты надежности по материалу по временному сопротивлению g tu и по пределу текучести g ty при температуре эксплуатации трубопровода ° С

минус 70

минус 40 -плюс 20

100

200

300

400

450

Углеродистых:

gtu

-

1,0

1,0

1,0

1,0

-

-

gty

-

1,0

1,05

1,15

1,40

-

-

Низколегированных:

gtu

1,0

1,0

1,05

1,05

1,10

1,40

1,90

gty

1,0

1,0

1,10

1,15

1,25

1,60

2,20

Легированных:

gtu

1,0

1,0

1,05

1,15

1,25

1,35

1,45

gty

1,0

1,0

1,05

1,15

1,25

1,35

1,45

Примечания: 1. Для промежуточных значений расчетных температур величины gtu и  gtyследует определять линейной интерполяцией двух ближайших значений, приведенных в табл. 3.

2. Знак "-" означает, что при таких температурах эксплуатации трубопровода углеродистые стали, как правило, не применяются.

 

3.5. Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, выполненных любым видом сварки и прошедших контроль качества неразрушающими методами, следует принимать равными меньшим значениям соответствующих расчетных сопротивлений соединяемых элементов.

При отсутствии этого контроля расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, следует принимать с понижающим коэффициентом 0,85.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИН СТЕНОК ТРУБ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ

4.1. Расчетные толщины стенок труб и соединительных деталей t следует определять:

при

                             (8)

 

где

                                          (9)

 

при

 

                              (10)

 

4.2.Трубопроводы с толщиной стенки, определенной согласно настоящим нормам, не допускается применять для транспортирования сред, оказывающих коррозионное воздействие на металл и сварные соединения труб, если в проекте не предусмотрены решения по защите их от коррозии (антикоррозионные покрытия, ингибиторы и пр.) .

Увеличение толщины стенки трубопроводов (соединительных деталей) с целью защиты их от коррозии, а также трубопроводов, находящихся в особых условиях строительства или эксплуатации (например, при прокладке трубопроводов в сейсмических районах или особенностях технологии сварки, производства строительно-монтажных работ или значительных температурных перепадах в трубопроводе и др.), допускается только при условии, если это увеличение предусмотрено соответствующими нормативными документами, утвержденными или согласованными Госстроем СССР.

4.3. Значения коэффициента надежности по назначению gn трубопровода следует принимать по табл. 4.

4.4. Значения коэффициента условий работы gcтрубопровода необходимо принимать по табл. 5.

4.5. Коэффициент надежности gu для труб и соединительных деталей в расчетах по временному сопротивлению следует принимать равным 1,3.

4.6.Значения коэффициента несущей способности труб и соединительных деталей, конструктивные решения которых приведены в рекомендуемом приложении 3, надлежит принимать:

для труб, заглушек и переходов h= 1;

для тройниковых соединений и отводов - по формуле

 

h = ax + b                                    (11)

 

где  - для тройниковых соединении;

 

 - для отводов.

Таблица 4

Транспортируемая среда и условный диаметр трубопровода

Коэффициент надежности по значению g n трубопровода при нормативном давлении транспортируемой среды, МПа

0 < р n < 2,5

2,5 < р n < 6,3

6,3 <р n < 10

Горючие газы, d £ 500 мм; трудногорючие и негорючие (инертные) газы, d£ 1000 мм; легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, d£1000 мм; трудногорючие и негорючие жидкости, d£1200 мм

1,0

1,0

1,0

Горючие газы, 500 d=1200 мм; трудно-горючие и негорючие жидкости, d=1400 мм

1,0

1,0

1,05

Горючие газы, d= 1200 мм; трудногорючие и негорючие (инертные) газы, d=1400 мм; легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, d= 1400 мм

1,0

1,05

1,10

Горючие газы, d= 1400 мм

1,05

1,10

1,15

 

Таблица 5

Характеристика транспортируемой среды

Коэффициент условий работы трубопровода g с

Вредные (классов опасности 1 и 2), горючие газы, в том числе сжиженные

0,55

Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости; вредные (класса опасности 3) и трудногорючие и негорючие (инертные) газы

0,70

Трудногорючие и негорючие жидкости

0.85

Примечание. Класс опасности вредных веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76.

 

Значения коэффициентов а и b в формуле (11) следует принимать: для тройниковых соединений - по табл. 6; для отводов - по табл. 7.

4.7. Для подземных трубопроводов, имеющих отношение t/de<0,015 или укладываемых на глубину более 3 м или менее 0,8 м, следует соблюдать условие

 

                           (12)

 

Значения nl и ml (расчетное усилие и изгибающий момент в продольном сечении трубы единичной длины) необходимо определять в соответствии с правилами строительной механики с учетом отпора грунта от совместного воздействия давления грунта, нагрузок над трубой от подвижного состава железнодорожного и автомобильного транспорта, возможного вакуума и гидростатического давления грунтовых вод.

Таблица 6

Тройниковые соединения [см. формулу (11)]

сварные без усиливающих элементов

сварные усиленные накладками

бесшовные и штампосварные

а

b

а

b

a

b

От 0,00 до 0,15

0,00

1,00

0,00

1,00

0,22

1,00

"    0,15  "  0,50

1,60

0,76

0,00

1,00

0,62

0,94

"    0.50  "  1,00

0,10

1,51

0,46

0,77

0,40

1,05

 

Таблица 7

СНиП 2.04.12-86 РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

		

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

СНиП 2.05.06-85*

 

Москва 1997

 

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИСТМиннефтегазстроя (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),ВНИИГазаМингазпрома (кандидаты техн. наук С.В. Карпов и 3.И. Нефедова),ГипротрубопроводаМиннефтепрома.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).

ПОДГОТОВЛЕНЫ К ПЕРЕИЗДАНИЮ Управлением технормирования Минстроя 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 1966 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.

СОДЕРЖАНИЕ

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

ПРИЛОЖЕНИЕРекомендуемое

ГРАФИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТРОЙНИКОВ hв

 

 

Госстрой СССР

Строительные нормы и правила

СНиП 2.05.06-85*

Магистральные трубопроводы

Взамен СНиП
II-45-75

 

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:

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 (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:

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;

СПХГ;

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.

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.

 

Внесены
Миннефтегазстроем

Утверждены
постановлением
Госстроя СССР
от 30 марта 1985 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).

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 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).

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 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

 

Категория трубопровода и его участка

Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативностьm

Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества

Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода

В

0,60

Принимается

I

0,75

по

II

0,75

СНиП III-42-80*

III

0,90

IV

0,90

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.

 

2.4.Категории магистральных трубопроводов следует принимать по табл. 2.

Таблица 2

Назначение трубопровода

Категория трубопровода при прокладке

подземной

наземной и надземной

Для транспортирования природного газа:

IV

III

а) диаметром менее 1200 мм

б) диаметром 1200 мм и более

III

III

в) в северной строительно-климатической зоне

III

III

Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:

а) диаметром менее 700 мм

IV

III

б) диаметром 700 мм и более

III

III

в) в северной строительно-климатической зоне

III

III

 

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

Таблица 3*

Назначение участков трубопроводов

Категория участков

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

I

-

I

В

-

В

менее 1000

I

-

I

I

-

I

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

I

-

I

В

-

I

менее 1000

I

-

I

I

-

I

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м - в русловой части, оросительные и деривационные каналы

I

-

II

I

-

I

г) горные потоки (реки)

I

-

II

I

-

I

д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:

700 и более

I

-

II

I

-

I

менее 700

II

-

II

I

-

I

е)участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10 %-ной обеспеченности

-

-

-

I

-

II

2. Переходы через болота типа:

а) I

III

III

III

II, III1

II, III1

II, III1

б) II

II

III

III

II

II

III

в) III

I

II

II

В

В

I

______

1II - 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

I

-

I

I

-

I

б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей

I

-

II

III

-

II

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

I

-

I

I

-

I

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

I

-

I

III

-

I

д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15 м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна

III

-

III

III

-

III

е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в табл. 4, примыкающие к переходам:

через все железные дороги и  автомобильные дороги I и II категорий

II

II

II

III

II

II

через автомобильные дороги III, IV, III-п, IV-п и V категорий

III

III

III

III

-

III

4. Трубопроводы в горной местности при укладке:

а) на полках

III

III

-

II

II

-

б) в тоннелях

-

I

I

-

I

I

5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь

III

III

III

III

III

III

6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:

а) хлопковых и рисовых плантаций

II

-

-

II

-

-

б) прочих сельскохозяйственных культур

III

-

-

III

-

-

7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1

II

II

II

II

II

II

8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты

II

-

II

II

-

II

9.* Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I)

II

II

II

III

-

-

10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В и I)

II

II

II

-

-

-

11. Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз. 3е

III

III

III

III

III

III

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

I

-

I

II

-

I

13.Межпромысловые коллекторы

II

II

II

-

-

-

14.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним

I

I

I

I

I

I

15.Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов

В

В

В

-

-

-

16.* Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС,ГРС, НПС, УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа

В

В

В

I

I

I

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

I

I

I

-

-

-

18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м

II

II

II

-

-

-

19.Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны

I

I

I

-

-

-

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

II

-

-

II

-

-

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

I

-

-

II

-

-

22. Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз. 12 табл. 4*, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:

а) 500 и более

I

I

I

I

I

-

б) от 330 до 500

II

II

II

II

II

-

в) до 330

III

III

III

III

III

-

23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

II

II

II

II

II

II

24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи

III

III

III

III

III

III

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

-

-

-

I

I

I

(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

II

II

II

II

II

II

(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 СНиПIII -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.

9. Категорийность участков трубопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера следует принимать:

для судоходных - по поз. 1а;

для несудоходных - по поз. 1б и 1в.

10. Знак "-" в таблице означает, что категория не регламентируется.


3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДОВ
СНиП 2.05.06-85* МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

		

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

 

НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ

 

СНиП 2.05.13-90

 

 

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ КОМИТЕТ СССР

Москва 1990

 

РАЗРАБОТАНЫ Гипрониинефтетрансом Государственного концерна «Роснефтепродукт» (В.А. Гончаров - руководитель темы, В.Г. Плевко, В.М. Пластун), Государственным концерном «Роснефтепродукт» (Н.А. Ливкин), УралНИТИ Минметаллургии СССР (канд. техн. наук Ю.А. Пашков).

ВНЕСЕНЫ Государственным концерном «Роснефтепродукт».

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

 

С введением в действие СНиП 2.05.13-90 «Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов» утрачивают силу СНиП 2.05.13-83 «Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов».

При пользовании нормативным документом следует учитывать утвержденные изменения строительных норм и государственных стандартов, публикуемые в журнале «Бюллетень строительной техники», «Сборнике изменений к строительным нормам и правилам» Госстроя СССР и информационном указателе «Государственные стандарты СССР».

 

Государственный строительный комитет СССР (Госстрой СССР)

Строительные нормы и правила

СНиП 2.05.13-90

Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов

Взамен
СНиП 2.05.13-83

 

Настоящие нормы распространяются на проектирование новых, реконструкцию и техническое перевооружение действующих нефтепродуктопроводов диаметром до 200 мм включ. с рабочим давлением не более 2,5 МПа, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов и предназначаемых для транспортирования нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива», керосина, печного топлива, топлива для реактивных двигателей, мазута) от предприятий поставщика1до предприятий потребителя2, расположенныхв этих городах или других населенных пунктах.

 

1Поставщик — предприятия, организации,поставляющие (транспортирующие) нефтепродукты.

2 Потребитель — предприятия, организации, потребляющие или распределяющие нефтепродукты.

 

Нормы также распространяются на реконструируемые и технически перевооружаемыесуществующиенефтепродуктопроводы диаметром до 500 мм включ. и давлением 2,5 МПа, расположенные за пределами селитебной территории городов и других населенных пунктов.

Данные нормы не распространяются на проектированиенефтепродуктопроводов:

для транспортирования нефтепродуктов, имеющих при температуре 20 °С давление насыщенных паров выше 93,1 кПа (700 мм рт. ст.);

прокладываемых в районах с сейсмичностью выше 8 баллов, вечномерзлых грунтах и горных выработках.

Транзитная прокладка нефтепродуктопроводов через территории городов и других населенных пунктов не допускается.

Границами нефтепродуктопроводов, на которые распространяются требования настоящих норм, следует считать:

запорно-регулирующую арматуру, устанавливаемую на трубопроводе от границы перспективной застройки городов или других населенных пунктов на расстоянии не менее 200 м;

входную (выходную) запорную или запорно-регулирующую арматуру, устанавливаемую в пределах существующей территории или охранной зоны предприятия поставщика или потребителя нефтепродуктов.

В состав нефтепродуктопроводов входят:

собственно трубопровод с запорной, запорно-регулирующей и предохранительной арматурой и линейными сооружениями;

установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

кабельные линии технологической связи;

устройства электроснабжения и дистанционного управления запорно-регулирующей арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

узлы оперативного учета количества транспортируемых нефтепродуктов с дистанционной передачей показаний;

противоэрозийные и защитные сооружения трубопроводов;

указательные и предупредительные знаки.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. При проектировании нефтепродуктопроводов (в дальнейшем, за исключением особо оговоренных случаев, — трубопроводов) кроме требований настоящих норм следует руководствоваться СНиП 2.05.06-85, а также другими нормативными документами, утвержденными или согласованными в Госстроем СССР в части требований, предъявляемых к магистральным нефтепродуктопроводам и не противоречащих данным нормам.

1.2. Проектирование трубопроводов, сооружаемых на территории предприятия поставщика или потребителя нефтепродуктов, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП II-106-79, СНиП II-89-80, СН 527-80 и других нормативных документов, утвержденных или согласованных с Госстроем СССР.

1.3. Конструктивные решения,обеспечивающиенадежность и безаварийность трубопровода, должны исключать необходимость строительства вдоль трубопровода защитных сооружений по сбору разлившегося нефтепродукта (амбаров, сборников, канав и т. п.).

 

Внесены Государственным концерном «Роснефтепродукт»

Утверждены Постановлением Государственного строительного комитета СССР от 9 октября 1990 г. № 83

Срок введения
в действие 1 января 1991 г.

 

1.4. Строительство, очистку полости и испытание трубопроводов следует производить в соответствии с требованиямиСНиП III-42-80, при этом линейную часть трубопровода надлежитподвергать циклическому гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичностъвсоответствии с постановлением Госстроя СССР от 5 ноября 1982 г. № 272.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Трубопроводы в зависимости от их диаметраподразделяются на два класса:

I класс — при условном диаметресвыше — 200 мм до 500 мм включ.;

II класс — при условном диаметре 200 мм и менее.

2.2. В зависимости от класса трубопроводы должны отвечать требованиям, приведенным в табл. 1.

 

Та6лица 1

 

Класс трубопровода

Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность

Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю радиографическим методом, % общего

I

0.5

100

II

0.6

100

 

2.3. Подводные трубопроводы на переходах через водные преграды на участке горизонта высоких вод (ГВВ) при 1 %-нойобеспеченности, а также участки трубопроводов,прокладываемых вдоль водоемов, водотоков, оврагов и т.п. на отметках выше их по рельефу, следует относить к I классу. При этом расстояние от оси трубопровода до уровня уреза воды в водоеме,водотоке или края оврага должно быть не менее 150 м.

3. ТРАССА ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Привыборе трассы трубопровода следует исходить изнеобходимости обеспечения надежности трубопровода, предотвращения возможного проникновения нефтепродуктов в здания, сооружения, грунт и водоемы, применения наиболее эффективных и высокопроизводительных методов производствастроительно-монтажных работ, а также возможности подъезда транспортных и ремонтных машин к любому участку трубопровода для проведения требуемых работ.

3.2. Трассы трубопроводов следует прокладывать, как правило, вне зоныселитебной территории городов и других населенных пунктов, преимущественно в пределах промышленных, коммунально-складских и санитарно-защитных зон предприятий и по другим территориям, свободным от жилой застройки.

В зоне селитебной территории поселения допускается прокладка трубопроводов при условии, что рабочее давлениене должно превышать 1,2 МПа, а участок трубопровода следует укладывать в защитном кожухе1.

3.3. ТрубопроводыI класса допускается прокладывать только впромышленных, коммунально-складских и санитарно-защитных зонах территорий городов и других населенных пунктов, а там, где зоны не выделены, — вне жилой застройки.

3.4. Прокладку трубопроводов следует предусматривать подземной с минимальным числом пересечений инженерными коммуникациями и дорогами. Не допускается прокладка трубопроводов на опорах, эстакадах, а также в каналах и тоннелях.

3.5. Расстояния от трубопроводов до зданий, сооружений и инженерных сетей следует принимать в зависимости от условий прохождения трассы (плотности застройки, значимости зданий и сооружений, рельефа местности, сохранности трубопровода и пр.) и необходимости обеспечения безопасности, но не менеезначений, указанных в табл. 2.

Таблица 2

 

Здания и сооружения

Минимальные расстояния по горизонтали в свету, м

1.Общественные здания и сооружения; жилые здания в три этажа и более

50

2. Жилые здания в один и два этажа, автозаправочные станции; электроподстанции; кладбища; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной связи; телевизионные башни; теплицы; склады различного назначения

20

3. Территории промышленных и сельскохозяйственных (фермы, тока, загоны для скота, силосные ямы) предприятий; дачи; садовые домики; индивидуальные гаражи при числе боксов свыше 20; путепроводы железных и автомобильных дорог; канализационные сооружения

15

4. Железные дороги общей сети и автодороги I, II, III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; индивидуальные гаражи при числе боксов менее 20

10

5. Железные дороги промышленных предприятий и автомобильные дороги IV и V категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие нежилые и подсобные строения

5

6. Мосты железных и автомобильных дорог с пролетом свыше 20 м (при прокладке трубопроводов ниже мостов по течению)

75

7. Водопроводныенасосные станции; устья артезианских скважин; очистные сооружения водопроводных сетей

30

8. Воздушные линии электропередачи, параллельно которым прокладывается трубопровод; опоры воздушных линий электропередачи при пересечении ими трубопроводов; силовые кабели

В соответствии c требованиями ПУЭ утвержденными Минэнерго СССР

9. Инженерные сети (существующие), параллельно которым прокладывается трубопровод:

водопровод, канализация, теплопроводы, кабели связи)

5

газопроводы, нефтепроводы,нефтепродуктопроводы

2,8

 

1 Защитный кожух — наружная стальная труба на участках прокладки трубопровода по типу "труба в трубе" и соответствующая по прочности и герметичности требованиям,предъявляемым к рабочему трубопроводу.

 

Примечания: 1. Расстояния,указанные в табл.2, следует принимать: для жилых и общественных зданий и сооружений, дач, садовых домиков, индивидуальных гаражей, отдельных промышленных предприятий, сооружений водопровода и канализации, артезианских скважин — от границ, отведенных им территорий с учетом их развития; для железных и автомобильных дорог всех категорий — от подошвы насыпи земляногополотна или бортового камня: для всех мостов — от подошвы конусов.

2. При соответствующемтехнико-экономическом обосновании допускается сокращатьприведенные в поз. 2 и 3 (кроме жилых зданий) расстояния от трубопровода неболее чем на 30 %, при условии, что трубопровод I класса следует прокладывать в защитном кожуху концы которого выводятся на 20 м за пределы проекции защищаемой застройкина трубопровод, а трубопровод II класса — при условии отнесения его к I классу.

3. Допускается прокладка трубопроводовIIкласса на расстоянии не менее 30 м от общественных и жилых зданий, приведенных в поз. 1, при условии укладки их в местах приближения (от 50 до 30 м) в защитномкожухе.

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 настоящихнорм.

Расчетноезначениеноминальной 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 коррозионногоразрушения, 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 подводнойтраншеечерезболота,реки или заливаемые поймы, атакжевобводненных районах, должны быть рассчитаныпротиввсплытия. Если результаты расчета подтверждают возможность всплытиятрубопровода,следует предусматривать мероприятия по исключению этого.

4.6. Глубину заложения трубопроводов следует приниматьне менее 1,2 м до верха трубы или защитного кожуха (футляра)1;впучинистых грунтах - не менее глубины промерзания грунта.

 

1 Защитныйфутяяр — наружная стальная труба, укладываемаяна участках пересечения трубопроводом транспортных и инженерных сетей, предназначаемая для предохранениятрубопровода и пересекаемыхсо-оружений от внешнихнагрузок и воздействий.Толщина стенкизащитного футляра определяется в зависимости от усилий, воспринимаемых трубой при прокладке, статической нагрузки (веса грунта) и динамической нагрузки от подвижного составаи транспорта или по рекомендациям справочной литературы для трубопроводного строительства.

 

4.7. Допускается прокладыватъв одной траншеедва и болеетрубопроводов при условии, что суммарноезначение их не должно превышать 0,2 м2.

4.8. При прокладкев 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 защитном 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 сПУЭ, утвержденными Минэнерго СССР, с кабельными линиями связи, радиотрансляционными сетями — в соответствии с ВСН116-87, 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 прокладыватьне менее чем на 0,4 м ниже этих сооружений взащитном футляре, концы которого должны бытьвыведены 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 проездаминезависимо от типа их покрытия следует предусматривать в защитных футлярах, как правило, под углом 90°.

Концы защитных 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 железнодорожного 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 мв 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 впучинистых 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 влияниетепловыделенийна равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечения заданного температурного режима следует предусматриватьзамену 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 прокладкетрубопроводавзащитном кожухе устройство дополнительногозащитного футляра при пересечении с транспортными и инженерными сетями не требуется.

4.16. При прокладке трубопровода в песчаных и других легко дренирующих грунтах необходимо предусматривать мероприятия, исключающие распространениенефтепродукта в этих грунтахв случаеего утечки (глиняные ложа по полиэтиленовой пленке и т. п.).

4.17. Участки трубопровода, прокладываемыев 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, расположенноена 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 берегахводных 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 поступлениев них воды. В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев следует предусматривать выше уровня земли.

В колодцах строительным объемомболее 20 м3следует 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. Управлениезапорной арматурой осуществляется из операторской предприятия поставщика или районного диспетчерского пункта трубопровода.

4.25. В началетрубопроводав 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 регуляторадавленияпо принципу исполнения "после себя", а на предприятии потребителя — предохранительных клапанов, рассчитанных на давление, принятое на этом предприятии. Сброс нефтепродукта от этих клапанов следует предусматриватьв специальные резервуары, вместимость и число которых определяются согласно ВНТП 3-90.

4.28. В начале трубопровода, как правилоследует 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 вначале 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 размещатьна 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 такжена 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 трубопроводапо ходу движениянефтепродукта на расстоянии неменее 6 м от оси трубопровода.

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

5. МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗДЕЛИЯ

5.1. Материалы и технические изделия, применяемые для строительства трубопровода, должны отвечать требованиям государственных стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке, и иметь сопроводительные документы (паспорта, сертификаты), подтверждающие это соответствие.

Трубы, фасонные детали и другие технические изделия для трубопровода должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85, предъявляемым к нефтепродуктопроводам, и дополнительным указаниям настоящего раздела.

5.2. Для строительства трубопроводов следует применять трубы стальные бесшовные электросварныепрямошовные, спиральношовные и другиепромышленноосвоенныеспециальные конструкции, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных, хорошо свариваемых сталей групп "В" и "Г". При этом для трубопроводов условным диаметром 200 мм и менее следует применять, как правило бесшовные трубы.

5.3. Бесшовные трубы, изготовленные из слитка, а также сварные и гнутые фасонные детали из этих труб не допускается применять без 100 %-ной проверки качества их физическими неразрушающими методами контроля. Не допускается применение труб второго сорта независимо от их конструкции.

5.4.Трубы из углеродистой полуспокойной стали допускается применять при толщине стенки не более 10 мм в районах с расчетной температурой воздуха наиболее холодной пятидневки нениже минус 30 °С при обеспечении температуры стенки трубопровода при эксплуатации не ниже минус 20°С.

5.5. Сталь труб должна хорошо свариваться дуговыми методами и электроконтактной сваркой. Величима эквивалента углерода металла [С]э для углеродистых и низколегированных сталей не должнапревышать 0,46.

5.6. Сварное соединение труб должно быть равнопрочным основному металлу или иметь гарантированный заводом-изготовителем согласно стандарту или техническим условиям на трубы коэффициент прочности сварного соединения. Указанное требование следует вносить взаказные спецификации.

5.7. Каждая труба, применяемая для строительства трубопроводов, должна быть испытана на заводе-изготовителе гидростатическим давлением, вызывающим в материале трубы кольцевые напряжения не ниже 0,05нормативного предела текучести металла для электросварных труб и 0,8 - для бесшовных. Как исключение, допускается иметь запись в сертификате на трубы о гарантии, что они выдержат гидравлическоедавление, соответствующее требованиям стандарта или технических условий на эти трубы.

5.8. Стальныепрямошовные или спиральношовные трубы по ГОСТ 10704-76, ГОСТ 10705-80, ГОСТ 8696-74 следует применять только для защитных кожухов и защитных футляров.

5.9. Выбор конкретных труб, государственного стандарта, технических условий, типа, размера и марки стали следует производить согласно Пособию по применению стальных труб для строительства нефтепродуктопроводов, утвержденному Государственным концерном "Роснефтепродукт".

Допускается применять непредусмотренные указанным пособием отечественные и импортные трубы, если они соответствуют требованиям настоящих норм. Возможность замены труб решается проектной организацией.

5.10. Для трубопроводов следует предусматривать, как правило, стальную запорную арматуру с патрубками под приварку.

6. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

6.1. Проектирование комплексной защиты наружной поверхности подземных трубопроводов от коррозии следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 и СНиП 2.05.06-85, предъявляемыми к трубопроводам, и дополнительными указаниями настоящего раздела.

6.2. Защитные покрытия должны быть усиленного типа независимо от условий прокладки. При этом толщина слоя покрытия из полимерных лент должна быть не менее 1,2 мм.

6.3. Средства электрохимической защиты, предусмотренные проектом, следует включать в работу: в зонах влияния блуждающих токов — не позднее месяца после укладки трубопровода в грунт; в остальных случаях — в течение месяца, но не позднее трех месяцев с момента укладки.

6.4. Контрольно-измерительные пункты следует устанавливать с интервалам между ними не более 200 м. Кроме того, по решению проектной организации в зависимости от коррозионных условий установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в точках дренажа, в местах пересечений с рельсовыми путями электрифицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пересечения), у подводных переходов и в местах сближения трассы с пунктами присоединения линий с отрицательным электропотенциалом к рельсам электрифицированного транспорта.

6.5. Контрольно-измерительные пункты должны быть оборудованы неполяризующимися электродами сравнения длительного действия с датчиками электрохимического потенциала, обеспечивающими измерение поляризационных потенциалов на трубопроводе.

6.6. Изолирующие фланцевые соединения следует устанавливать на выходе трубопровода с территории поставщика и входе на территорию потребителя. Указанные соединения надлежит располагать на расстоянии не менее 20 м от сливо-наливных установок, резервуарных парков и узлов учета количества нефтепродуктов.

6.7. Для цепей электрохимической защиты следует применять, как правило, бронированныесиловые кабели с пластмассовыми оболочками.

7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1. В проектах на прокладку трубопроводов на территории городов и других населенных пунктов следует предусматривать решения по охране окружающей среды и защите населения при сооружении трубопроводов и их эксплуатации с учетом требований действующих стандартов, норм и правил по охране окружающей среды.

Основные проектные решения по охране окружающей среды и защите населения должны быть согласованы с представителями общественности города или населенного пункта.

Прием в эксплуатацию трубопроводов без выполнения всех предусмотренных проектом и обусловленных согласующими организациями мероприятии, обеспечивающих пожарную, экологическую и санитарную надежность, не допускается.

7.2. При проектировании необходимо предусматривать опережающее сооружение природоохранных объектов, создание сети временных дорог, проездов и мест стоянок строительной техники, а также мероприятия по предотвращению загрязнения окружающей среды строительными, бытовыми отходами и топливно-смазочнымиматериалами.

7.3. В целях обеспечения сохранности трубопровода вдоль его трассы в зависимости от местных условий проектом следует устанавливатъ охранную зону в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими не менее чем в 5 м от оси трубопровода с каждой стороны, а при многотрубной прокладке — от осей крайних трубопроводов с каждой стороны.

Вдоль подводных переходов трубопровода охранная зона устанавливается в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних трубопроводов на 100 м с каждой стороны.

7.4. Мероприятия по защите водоемов и водотоков, расположенных вблизи прокладываемой трассы трубопровода, необходимо предусматривать в соответствии с требованиями водного законодательства и санитарных норм, утвержденных в установленном порядке.

7.5. Требования по охране окружающей среды и защите населения следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ

Справочное

 

КОНСТРУКЦИЯ РАЗЪЕМНОГО СОЕДИНЕНИЯ СЕКЦИЙ ТРУБОПРОВОДА НА УЧАСТКАХ УКЛАДКИ ЕГО В ЗАЩИТНОМ КОЖУХЕ

Вариант 1                                         Вариант 2

 


 

Вариант 1

1 - прокладка; 2 - соединительная деталь (элемент); 3 - фланец соединительной детали; 4 - фланец; 5 - кожух; 6 - основная труба

Вариант 2

1 - кожух; 2 - фланец; 3 - уплотнение; 4 - соединительная муфта; 5 - фланец; 6 - соединительная деталь; 7 - основная труба

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

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. Справочное. Конструкция разъемного соединения секций трубопровода на участке укладки его в защитном кожухе

 

СНиП 2.05.13-90 НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ

		

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

СНиП 2.11.04-85

ГОССТРОЙ СССР

Москва 1988

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

3. ТРЕБОВАНИЯ К ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИМ УСЛОВИЯМ УЧАСТКОВ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ В УСТОЙЧИВЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ С ПОЛОЖИТЕЛЬНОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ

4. ПОДЗЕМНЫЙ КОМПЛЕКС ХРАНИЛИЩ

5. НАЗЕМНЫЙ КОМПЛЕКС ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ХРАНИЛИЩ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

ПРИЛОЖЕНИЕ 15

ПРИЛОЖЕНИЕ 16

ПРИЛОЖЕНИЕ 17

 

 

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИпромгазом Мингазпрома (д-р техн. наук, проф. В.А. Мазуров, В.А. Грохотов, канд. техн. наук В.И. Смирнов - руководители темы; Ю.А. Берестянский, канд. техн. наук Ю.С. Васюта, канд. геол.-минералог. Наук П.И. Калашников, канд. физ.-мат. Наук Л.Н. Кислер; А.Г. Никишова; канд. техн. наук А.Г. Поздняков; Т.Н. Самолаева, кандидаты техн. наук Л.К. Сильвестров, Т.В. Скосарева, В.Б. Сохренский, Е.М. Шафаренко; В.П. Шустров) с участием ПНИИИСа Госстроя СССР (канд. техн. наук Р.М. Саркисян).

ВНЕСЕНЫ Мингазпромом.

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

С введением в действием СНиП 2.11.04-85 «Подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов» утрачивают силу: «Временные указания по проектированию подземных хранилищ в устойчивых горных породах (для светлых нефтепродуктов и сжиженных газов)» - СН 310-65; «Временные указания по проектированию и строительству подземных хранилищ в отложениях каменной соли (для нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов)» - СН 320-65; «Инструкция по проектированию подземных низкотемпературных хранилищ сжиженных углеводородных газов» - СН 486-76; «Инструкция по проектированию и строительству подземных хранилищ светлых нефтепродуктов и газового конденсата в вечномерзлых грунтах» - СН 315-81.

При пользовании нормативным документом следует учитывать утвержденные изменения строительных норм и правил и государственных стандартов, публикуемые в журнале «Бюллетень строительной техники», «Сборнике изменений к строительным нормам и правилам» Госстроя СССР и информационном указателе «Государственные стандарты СССР» Госстандарта.

Госстрой ссср

Строительные нормы и правила

СНиП 2.11.04-85

Подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов

Взамен

СН 310-65, СН 320-65, СН 486-76, СН 315-81

Настоящие нормы распространяются на проектирование новых, расширяемых и реконструируемых подземных хранилищ нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов (СУГ), сооружаемых геотехнологическими и горными способами в непроницаемых для этих продуктов массивах горных пород.

Настоящие нормы не распространяются на проектирование хранилищ с подземными резервуарами:

металлическими и железобетонными;

низкотемпературными ледопородными для нормального бутана;

для сжатых газов;

сооружаемыми методами камуфлетных взрывов;

используемыми в качестве технологических аппаратов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В состав подземных хранилищ входят: подземный комплекс, включающий подземные резервуары (выработки-емкости), вскрывающие и вспомогательные горные выработки, буровые скважины; наземный комплекс, состоящий из наземных технологических сооружений, производственных и административных зданий, инженерных коммуникаций и других сооружений, а также подземные или наземные рассолохранилища.

1.2. Подземные резервуары, входящие в состав подземного комплекса хранилищ, подразделяются на следующие типы:

бесшахтные, сооружаемые через буровые скважины геотехнологическим способом в каменной соли или вечномерзлых горных породах;

шахтные, сооружаемые горным способом в породах с положительной температурой и в вечномерзлых горных породах;

траншейные, сооружаемые открытым способом в вечномерзлых горных породах;

низкотемпературные ледопородные, сооружаемые открытым способом в искусственно замороженных горных породах.

1.3. Подземные бесшахтные резервуары, сооружаемые в каменной соли, и шахтные резервуары, сооружаемые горным способом в породах с положительной температурой, следует предусматривать для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов и СУГ. Сроки хранения светлых нефтепродуктов в подземных резервуарах, сооруженных в каменной соли, допускается определять согласно рекомендуемому приложению 1.

Подземные резервуары всех типов, сооружаемые в вечномерзлых горных породах, следует предусматривать для хранения нефтепродуктов и нефти с вязкостью не более 15 мПа.с (15 сП) при температуре минус 10 С, а бесшахтные резервуары - также для хранения СУГ.

Подземные низкотемпературные ледопородные резервуары, сооружаемые в искусственно замороженных горных породах, следует предусматривать для хранения пропана, пропилена при давлении насыщенных паров газа от 1,02.105 до 1,05.105 Па (от 765 до 788 мм рт. ст.) и соответствующей этому давлению температуре кипения.

1.4. Герметичность подземных резервуаров следует определять согласно ВСН 515-85, утвержденным Мингазпромом.

1.5. Подземные резервуары следует размещать в специально сооруженных или образовавшихся при добыче полезного ископаемого и проведении других горных работ выработках с учетом требований охраны недр.

1.6. Проектирование подземных хранилищ, в том числе выбор типа резервуаров, следует выполнять на основании результатов инженерно-геологических изысканий и обследования существующих горных выработок. Объем этих работ для проектирования конкретных объектов должен определяться проектной организацией в зависимости от степени изученности района строительства. При этом на площадке одного подземного хранилища допускается располагать резервуары нескольких типов.

1.7. При размещении подземного хранилища вблизи или на территории горного отвода предприятия по добыче полезных ископаемых следует предусматривать охранные целики, обеспечивающие сохранность подземных и наземных сооружений хранилища. Размеры охранных целиков следует определять расчетом в соответствии с требованиями СНиП II-8-78.

1.8. Земельные участки для строительства подземных хранилищ следует выбирать в соответствии с требованиями Основ земельного законодательства Союза ССР и союзных республик с учетом требований охраны окружающей среды и другого действующего законодательства по этому вопросу.

Внесены Министерством газовой промышленности

Утверждены постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 18 декабря 1985 г. №235

Срок введения в действие

1 января 1987 г.

1.9. Объемно-планировочные схемы подземных хранилищ должны обеспечивать наилучшее использование вмещающей толщи горных пород (максимальное использование мощности и минимальное - площади), а также минимально возможный объем и протяженность вскрывающих и вспомогательных выработок.

Выбор объемно-планировочных схем подземных хранилищ должен производиться с учетом:

горногеологических условий места строительства;

назначения хранилища;

заданной вместимости хранилища; ассортимента предназначенных к хранению продуктов и их объемного соотношения;

типа и количества основного технологического оборудования (продуктовые насосы, трубопроводы, контрольно-измерительные приборы и др.) ;

характера хранимых продуктов (жидкие, вязкие и др.);

давления паровой фазы в резервуарах; температуры хранения продуктов; принятой технологии сооружения резервуара.

1.10. Конструкция скважин подземных резервуаров должна исключать возможность утечки продукта в водоносные горизонты в случае пересечения их указанными скважинами (промежуточные обсадные колонны, сварные соединения, прошедшие контроль неразрушающими физическими методами и пр.) .

1.11. Для контроля за режимом водоносных горизонтов, содержащих пресные воды, пригодные для хозяйственно-питьевого водоснабжения, и лечебные воды, в проекте следует предусматривать гидронаблюдательные скважины на площадке размещения подземных резервуаров, сооружаемых через буровые скважины геотехнологическим способом в каменной соли и горным способом в породах с положительной температурой. Гидронаблюдательные скважины должны быть пробурены, оборудованы и опробованы до начала сооружения подземных резервуаров. Число скважин, их глубины, конструкция и схема размещения определяются проектом.

1.12. Здания и сооружения наземного комплекса подземных хранилищ для нефти, нефтепродуктов и СУГ следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП II-106-79, СНиП II-37-76, СНиП II-60-75* СНиП 2.03.11-85, СНиП II-2-80, СНиП II-90-81, СНиП II-92-76. СНиП II-91-77, СН 433-79, СН 245-71 и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

2. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

2.1. Подземные хранилища для нефти и нефтепродуктов следует размещать в соответствии с требованиями СНиП II-106-79, а для СУГ - с требованиями СНиП II-37-76.

Подземные резервуары необходимо располагать за пределами II пояса зон санитарной охраны действующих и проектируемых подземных и поверхностных источников водоснабжения с учетом перспектив их развития.

2.2. Минимальные расстояния от оголовков скважин, стволов, эксплуатационных колодцев подземных резервуаров всех типов, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, кровля которых размещена на глубине, превышающей два максимальных пролета (ширину, диаметр) выработки, до зданий и сооружений, не относящихся к хранилищу, и других объектов, а также до зданий и сооружений подземного хранилища следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-106-79.

2.3. Минимальные расстояния от оголовков скважин, стволов, эксплуатационных колодцев подземных резервуаров всех типов, предназначенных для хранения СУГ, до зданий и сооружений, не относящихся к хранилищу, и других объектов следует принимать по табл. 1, а до зданий и сооружений наземного комплекса подземных хранилищ - по табл. 2.

Расстояния от зданий и сооружений наземного комплекса, не приведенные в табл. 1 и 2, до зданий, сооружений и других объектов (относящихся и не относящихся к подземным хранилищам СУГ) следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-37-76.

2.4. Расстояние от трубы свечи для сжигания газа до зданий и сооружений любой категории по взрыво - и пожароопасности следует принимать не менее 100 м.

2.5. Для подземных хранилищ независимо от их вместимости следует предусматривать два выезда на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути хранилища.

2.6. Оголовки технологических скважин, шахтных стволов и эксплуатационных колодцев подземных резервуаров, а также низкотемпературные ледопородные резервуары СУГ должны иметь ограждения из негорючих материалов высотой не менее 2 м. Размер ограждаемого участка следует назначать из условия возможности проведения ремонтных работ (монтаж и демонтаж оголовков и коммуникаций, спуск и подъем труб и т. д.) .

Ограждение оголовков скважин бесшахтных подземных резервуаров в каменной соли в зависимости от соотношения площадей ограждения и обвалования допускается размещать как внутри обвалованной площади, так и вне -его.

2.7. Площадка, на которой предусматривается размещение подземных резервуаров в вечномерзлых породах, должна быть надежно защищена от временных поверхностных водотоков искусственными сооружениями (обвалования, водоотводы).

2.8. На площадке размещения подземных резервуаров следует предусматривать закладку реперов для наблюдения за смещением земной поверхности в зоне влияния подземных выработок.

2.9. Минимальные расстояния от низкотемпературных ледопородных до металлических резервуаров СУГ следует принимать по табл. 3.

Таблица I

Здания и сооружения

Расстояние, м

от оголовков скважин бесшахтных резервуаров (в каменной соли)

от ледопородных низкотемпературных резервуаров; оголовков стволов, скважин бесшахтных (в вечномерзлых породах) и шахтных (в породах с положительной температурой) резервуаров вместимостью

до50 тыс. м3

св. 50 тыс. м3

Общественные здания

500

300

500

Жилые здания

300

250

300

Здания и сооружения соседних предприятий

250

200

250

Лесные массивы:

 

 

 

а) хвойных пород

100

50

50

б) лиственных пород

30

20

30

Железные дороги:

 

 

 

а) станции

500

300

500

б) разъезды и платформы

100

60

80

в) перегоны

80

40

50

Автодороги:

 

 

 

а) I—III категории

60

30

50

б) IV и V категории

50

25

25

Склады лесных материалов, торфа, сена, волокнистых веществ, соломы, а также участки открытого залегания торфа

100

100

100

Воздушные линии электропередач

По ПУЭ

По ПУЭ

По ПУЭ

Примечания: 1. Расстояние от оголовка технологической скважины бесшахтного резервуара в каменной соли следует отсчитывать от внутренней поверхности гребня обвалования вокруг оголовка скважины. Объем обвалования допускается определять согласно рекомендуемому приложению 2.

2. Расстояние от ледопородного низкотемпературного резервуара необходимо отсчитывать от наружной поверхности узла сопряжения перекрытия с грунтом.

3. Расстояния от стволов и скважин подземных резервуаров необходимо отсчитывать от их центральных осей.

Таблица 2

Здания и сооружения

Расстояние, м

от оголовков скважин бесшахтных резервуаров (в каменной соли)

от ледопородных низкотемпературных резервуаров

от оголовков стволов и скважин шахтных(в породах с положительной температурой) и бесшахтных (в вечномерзлых породах) резервуаров

Сливо-наливные причалы и пирсы

100

100

50

Железнодорожные сливо-наливные эстакады, складские здания для нефтепродуктов в таре

40

40

20

Сливо-наливные устройства для автоцистерн, продуктовые насосные станции, компрессорные, канализационные насосные станции производственных сточных вод разливочные, расфасовочные и раздаточные установки для испарения и смешения газов

40

40

20

Водопроводные и противопожарные насосные станции, пожарные депо и посты, противопожарные водоемы (до люка резервуара или места забора воды из водоема)

40

40

40

Здания и сооружения I и П степени огнестойкости с применением открытого огня

60

60

50

Прочие здания и сооружения

40

30

40

Рассолохранилища (открытые)

40

Ограждение резервуаров

15

15

15

Воздушные линии электропередач

По ПУЭ

По ПУЭ

По ПУЭ

Примечание. Примеч. 1 - 3 к табл. 1 распространяются и на данную таблицу.

Таблица 3

Металлический резервуар

Общая вместимость резервуаров, м3

Расстояние, м

Наземный

До 500

150

 

Св. 500 до 1000

200

Подземный

До 500

75

 

Св. 500 до 1000

100

 

„ 1000 „ 2000

150

3. ТРЕБОВАНИЯ К ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИМ УСЛОВИЯМ УЧАСТКОВ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ В КАМЕННОЙ СОЛИ

3.1. Подземные резервуары допускается сооружать в соляных залежах всех морфологических типов (пластовых, пластово-линзообразных, линзообразных, куполах и штоках). При этом мощность соляной залежи для создания подземных резервуаров через вертикальные скважины должна быть не менее 10 м, а через вертикально-горизонтальные и наклонно-горизонтальные скважины - не менее 5 м, исходя из технико-экономических предпосылок.

3.2. Глубину заложения подземных резервуаров следует принимать от 60 до 2500 м.

3.3. Содержание рассеянных включений нерастворимых пород в каменной соли а интервале глубин заложения резервуара не должно превышать 35 % (по массе) , а содержание NaCL - не менее 64 % (по массе).

3.4. Мощность единичных прослоев нерастворимых пород в каменной соли в интервалах глубин заложения подземных резервуаров не должна превышать 2.5 м.

3.5. Каменная соль в интервале глубин заложения подземных резервуаров не должна содержать прослоев калийных, магниевых м других легко растворимых солей, а также включений битумоидов, серы и газа.

3.6. Передача строительного рассола солепотребляющему предприятию допускается при условии, если химический состав каменной соли в интервалах заложения подземных резервуаров удовлетворяет требованиям, предъявляемым к горнохимическому сырью солепотребляющим предприятием.

3.7. Закачка строительного рассола, получаемого в процессе сооружения подземных резервуаров, допускается в глубокие водоносные горизонты, надежно изолированные водоупорами от водоносных горизонтов с пресными и другими ценными для народного хозяйства подземными водами и содержащие непригодные для использования подземные воды с минерализацией более 35 г/л,. а также в водоносные горизонты с промышленными и лечебными водами, химический состав которых аналогичен составу закачиваемого рассола.

3.8. Параметр проводимости водоносного горизонта, в который предусматривается закачка строительного рассола, должен быть, как правило, не меньше 10-11 м3 (10м.Д).

3.9. Подземные выработки рассолодобывающих предприятий допускается использовать в качестве резервуаров подземного хранилища, если эти выработки соответствуют требованиям п.п. 3.2, 3.5 и 4.3 и условиям:

скважины и подземные выработки герметичны (если скважины, используемые при рассолодобыче, пробурены более 25 лет назад, следует проводить их дополнительное крепление обсадными колоннами меньшего диаметра);

над кровлей выработки имеется целик соли мощностью не менее 10м;

ширина целика соли между соседними выработками равна или более предусмотренной проектом отработки месторождения соли.

При этом при наличии отработанных через одну скважину нескольких пластов соли, разделенных между собой пластами нерастворимых пород мощностью более 2,5 м, хранение продуктов следует предусматривать, как правило, только в выработке, образованной в верхнем пласте, а максимальный диаметр этой выработки не должен превышать установленных для камер рассолодобычи проектных размеров в интервале хранения продуктов.

ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ В УСТОЙЧИВЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ С ПОЛОЖИТЕЛЬНОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ

3.10. Прочность и устойчивость горных пород, в которых допускается размещение подземных резервуаров, должны отвечать условию сооружения выработок-емкостей, как правило, без применения крепи.

Допускается сооружать выработки-емкости с применением крепи в непроницаемых породах III категории устойчивости согласно требованиям СНиП II-94-80.

3.11. Выработки-емкости следует размещать в горных породах, непроницаемых для продуктов, предназначенных к хранению, или трещиноватых породных массивах с напорными водами.

При этом экранирующую способность (непроницаемость) горных пород по отношению к продуктам допускается определять согласно рекомендуемому приложению 3, а степень обводненности породных массивов и величина напора подземных вод должны отмечать условию обеспечения подпора на поверхность выработок-емкостей при постоянно действующем водоотливе.

3.12. Мощность толщи непроницаемых для продуктов горных пород т, м, в которой допускается располагать выработки-емкости, должна быть не менее

m = mr + h + is + mg                                                                                    (1)

где mr - минимально допустимая мощность непроницаемых пород над кровлей выработки-емкости, м;

i - уклон почвы выработки-емкости;

s - протяженность выработки-емкости, м;

mg-минимально допустимая мощность непроницаемых пород толщи под почвой выработки-емкости, м;

mr, mg-определяются из условия устойчивости выработок, но принимаются не менее 5 м каждая.

Остальные основные буквенные обозначения данной и других формул приведены в справочном приложении 17.

3.13. Глубина залегания толщи пород, вмещающей выработки-емкости, должна соответствовать требованиям п. 4.62.

3.14. При создании хранилищ в отработанных горных выработках естественные породные массивы, в которых они пройдены, и глубина их заложения должны соответствовать требованиям п.п. 3.10- 3.13.

К переоборудованию под подземные резервуары допускаются отработанные горные выработки любой конфигурации и независимо от способа их вскрытия, но преимущественно горные выработки рудников и шахт по добыче полезных ископаемых с камерной и камерно-столбовой системами разработки.

Выработки, не пригодные к использованию в качестве резервуаров, должны быть изолированы от остальных выработок герметичными перемычками.

ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ В ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ

3.15. Вечномерзлые горные породы, в которых предусматривается размещение выработки-емкости, должны удовлетворять следующим требованиям:

находиться в естественном твердомерзлом состоянии;

иметь экранирующую способность (непроницаемость) ;

быть химически нейтральными по отношению к продукту, предназначенному для хранения.

Вечномерзлые горные породы, вмещающие бесшахтный резервуар, а дополнение к указанным требованиям должны быть дисперсными в талом состоянии, иметь скорость теплового разрушения не менее 10-6 м/с и не содержать неразрушающихся при оттаивании включений размером более 0,1 м в количестве более 1 % (по объему) .

3.16. Максимальная естественная температура вечномерзлых горных пород, при которой допускается размещать в них подземные резервуары, должна быть ниже температуры их оттаивания при проектировании резервуаров:

бесшахтных -на 2°С;

шахтных и траншейных:

в скальных породах -на 1°С;

„ дисперсных « - на 3°С.

3.17. Экранирующую способность вечномерзлых горных пород следует определять с помощью опытных наливов в разведочные скважины керосина, зимнего дизельного топлива или подлежащего хранению продукта.

Допускается оценивать экранирующую способность вечномерзлых пород согласно рекомендуемому приложению 4.

ПОДЗЕМНЫЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ ЛЕДОПОРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ СУГ

3.18. Размещение подземных низкотемпературных ледопородных резервуаров следует предусматривать в рыхлых, однородных по литологии, выдержанных по мощности породах с коэффициентом водонасыщения не менее 0,8, подстилаемых, как правило, слоем водоупорных пород.

Допускается размещение резервуаров в рыхлых породах с коэффициентом водонасыщения менее 0,8 при условии их искусственного обводнения.

3.19. Мощность пород, вмещающих резервуар, должна быть не менее 8,0 м.

3.20. Минимальную мощность водоупорного слоя, подстилающего замороженные водоносные породы, следует определять согласно ВСН 189-78, утвержденным Минтрансстроем.

4. ПОДЗЕМНЫЙ КОМПЛЕКС ХРАНИЛИЩ

ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ В КАМЕННОЙ СОЛИ
СНиП 2.11.04-85 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

		

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

СНиП 3.05.05-84

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО ДЕЛАМ СТРОИТЕЛЬСТВА

Москва 1985

 

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИмонтажспецстроемМинмонтажспецстроя СССР (инж. В. Я. Эйдельман,д-р техн. наук В. В. Поповский - руководители темы; кандидаты техн. наук В. И. Оботуров, Ю. В. Попов, Р. И. Тавастшерна),Гипронефтеспецмонтажом Минмонтажспецстроя СССР (канд. техн. наук И. С. Гольденберг) и ГипрохиммонтажомМинмонтажспецстроя СССР (инженеры И. П.Петрухин, М. Л.Эльяш).

 

ВНЕСЕНЫ Минмонтажспецстроем СССР.

 

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Отделом технического нормирования и стандартизации Госстроя СССР (инж. Б. А. Соколов) .

 

С введением в действие СНиП 3.05.05-84 "Технологическое оборудование и технологические трубопроводы" утрачивает силуСНиП III-31-78* "Технологическое оборудование. Основные положения".

 

СОДЕРЖАНИЕ

1.

Общие положения

2.

Подготовка к производству монтажных работ

Общие требования

Передача в монтаж оборудования, изделий и материалов

Приемка под монтаж зданий, сооружений и фундаментов

Изготовление сборочных единиц трубопроводов

Сборка технологических блоков коммуникаций

3.

Производство монтажных работ

Общие требования

Монтаж оборудования

Монтаж трубопроводов

4.

Сварные и другие неразъемные соединения трубопроводов

Общие требования

Контроль качества соединений стальных трубопроводов

Контроль качества соединений трубопроводов из цветных металлов и сплавов

Контроль качества соединений пластмассовых трубопроводов

5.

Индивидуальные испытания смонтированного оборудования и трубопроводов

Приложение 1.

Обязательное. Порядок производства пусконаладочных работ

Приложение 2.

Обязательное. Производственная документация, оформляемая при монтаже оборудования и трубопроводов

Приложение 3.

Обязательное. Механические испытания сварных образцов стальных трубопроводов

Приложение 4.

Обязательное. Определение суммарного балла качества сварного соединения стального трубопровода по результатам радиографического контроля

 

Государственный
комитет СССР
по делам строительства (Госстрой СССР)

Строительные нормы и правила

СНиП 3.05.05-84

Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

Взамен
СНиП
III-31-78*

 

Настоящие правила распространяются на производство и приемку работ по монтажу технологического оборудования и технологических трубопроводов (в дальнейшем - "оборудование" и "трубопроводы"), предназначенных для получения, переработки и транспортирования исходных, промежуточных и конечных продуктов при абсолютном давлении от 0,001 МПа (0,01кгс/см2) до 100 МПа вкл. (1000 кгс/см2), а также трубопроводов для подачи теплоносителей, смазки и других веществ, необходимых для работы оборудования.

Правила должны соблюдаться всеми организациями и предприятиями, участвующими в проектировании и строительстве новых, расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих предприятий.

Работы по монтажу оборудования и трубопроводов, подконтрольных Госгортехнадзору СССР, в том числе сворка и контроль качества сварных соединений, должны производиться согласно правилам и нормам Госгортехнадзора СССР.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. При производстве работ по монтажу оборудования и трубопроводов необходимо соблюдать требования СНиП по организации строительного производства, СНиП III-4-80, стандартов, технических условий и ведомственных нормативных документов, утвержденных в соответствии со СНиП 1.01.01-82*.

1.2. Работы по монтажу оборудования и трубопроводов должны производиться в соответствии с утвержденной проектно-сметной и рабочей документацией, проектом производства работ (ППР) и документацией предприятий-изготовителей.

 

Внесены Минмонтажспецстроем СССР

Утверждены
постановлением
Государственного комитета СССР
по делам строительства
от 7 мая1984 г. № 72

Срок
введения
вдействие
1 января 1985 г.

 

1.3. Монтаж оборудования и трубопроводов должен осуществляться на основе узлового метода строительства и комплектно-блочного метода монтажа.

Примечания:1. Под узловым методом строительства понимается организация строительно-монтажных работ с разделением пускового комплекса на взаимоувязанные между собой технологические узлы - конструктивно и технологически обособленные части объекта строительства, техническая готовность которых после завершения строительно-монтажных работ позволяет автономно, независимо от готовности объекта в целом, производить пусконаладочные работы, индивидуальные испытании и комплексное опробование агрегатов, механизмов и устройств.

2. Под комплектно-блочным методом монтажа понимается организация монтажа оборудования и трубопроводов с максимальным переносом работ со строительной площадки в условия промышленного производства с агрегированием оборудования, трубопроводов и конструкций в блоки на предприятиях-поставщиках, а также на сборочно-комплектовочных предприятиях строительной индустрии и строительно-монтажных организаций с поставкой на стройки в виде комплектов блочных устройств.

1.4. В документации, выдаваемой в соответствии с п. 1.2 монтажной организации, должны быть предусмотрены:

а) применение технологических блоков и блоков коммуникаций с агрегированием, их составных частей на основе номенклатуры и технических требований, утвержденных или взаимно согласованных вышестоящими организациями заказчика и подрядчика,осуществляющего монтажные работы;

б) разделение объекта строительства на технологические узлы, состав и границы которых определяетпроектная организация по согласованию с заказчиком и подрядчиком, осуществляющим монтажный работы;

в) возможность подачи технологических блоков и блоков коммуникаций к месту монтажа в собранном виде с созданием в необходимых случаях монтажных проемов в стенах и перекрытиях зданий и шарнирных устройств в опорных строительных конструкциях для монтажа методом поворота, а также с усилением при необходимости строительных конструкций для восприятия ими дополнительных временных нагрузок, возникающих в процессе монтажа; постоянные или временные дороги для перемещения тяжеловесного и крупногабаритного оборудования, а также кранов большой грузоподъемности;

г) данные по допускам длярасчета точности выполнения геодезических разбивочных работ и создания внутренней геодезическойразбивочной основы для монтажа оборудования.

1.5. Генподрядчик должен привлекать монтажную организацию к рассмотрению и составлению заключения по проекту организации строительства, конструктивным решениям зданий и сооружений, а также технологическим компоновкам, в которых должны бытьопределены возможность и основные условия производства работ комплектно-блочным и узловым методами.

1.6. Генподрядчик должен обеспечить, а монтажная организация - поручить от генподрядчика (или, по согласованию с ним, непосредственно от заказчика) необходимый комплект рабочей документации с отметкой заказчика на каждом чертеже (экземпляре) о принятии к производству.

1.7. Поставку оборудования, трубопроводов и необходимых для монтажа комплектующих изделий и материалов следует осуществлять по графику, согласованному с монтажной организацией, где должна предусматриваться первоочередная поставка машин, аппаратов, арматуры, конструкций, изделий и материалов, включенных в спецификации на блоки, подлежащие изготовлению монтажными организациями.

1.8. Окончанием работ по монтажу оборудования и трубопроводов надлежит считать завершение индивидуальных испытаний, выполненных в соответствии с разд. 5 настоящих правил, и подписание рабочей комиссией акта приемки оборудования.

После окончания монтажной организацией работ по монтажу, т. е. завершения индивидуальных испытаний и приемки оборудования под комплексное опробование, заказчик производит комплексное опробование оборудования в соответствии с обязательным приложением 1.

1.9. На каждом объекте строительства в процессе монтажа оборудования и трубопроводов следует вести общий и специальные журналы производства работ согласно СНиП по организации строительного производства и оформлять производственную документацию, виды и содержание которой должны соответствовать обязательному приложению 2, а ее формы - устанавливаться ведомственными нормативными документами.

2. ПОДГОТОВКА К ПРОИЗВОДСТВУ МОНТАЖНЫХ РАБОТ

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1. Монтажу оборудования и трубопроводов должна предшествовать подготовка в соответствии со СНиП по организации строительного производства и настоящим СНиП.

2.2. При общей организационно-технической подготовке должны быть определены заказчиком и согласованы с генподрядчиком и монтажной организацией:

а) условия-комплектования объекта оборудованием и материалами поставки заказчика, предусматривающие поставку комплектов оборудования на технологическую линию, технологический узел, технологический блок;

б) графики, определяющие сроки поставки оборудования, изделий и материалов с учетом последовательности монтажа, а также производства сопутствующих специальных строительных и пусконаладочных работ;

в) уровень заводской готовностиоборудования с учетом требований ГОСТ 24444-80 и технических условий,определяющихмонтажно-технологические требования к поставке оборудования, подлежащего монтажу;

г) перечень оборудования,монтируемого с привлечениемшефмонтажного персонала предприятий-изготовителей;

д)условия транспортирования к месту монтажа крупногабаритного и тяжеловесногооборудования.

2.3. При подготовке монтажной организации к производству работ должны быть:

а) утвержден ППР по монтажу оборудования и трубопроводов;

б) выполнены работы по подготовке площадки для укрупнительной сборки оборудования, трубопроводов и конструкций, сборки блоков (технологических и коммуникаций);

в) подготовлены грузоподъемные, транспортные средства, устройства для монтажа и индивидуального испытания оборудования и трубопроводов, инвентарные производственные и санитарно-бытовые здания и сооружения, предусмотренные ППР; подготовлена производственная база для сборки блоков (технологических и коммуникаций),изготовления трубопроводов и металлоконструкций;

г) выполнены предусмотренные нормами и правилами мероприятия по охране труда, противопожарной безопасности и охране окружающей среды.

2.4. Подготовка производства монтажных работ должна осуществляться в соответствии с графиком и включать: передачу заказчиком в монтаж оборудования, изделий и материалов; приемку монтажной организацией от генподрядчика производственных зданий, сооружений и фундаментов под монтаж оборудования и трубопроводов; изготовление трубопроводов и конструкций; сборку технологических блоков, блоков коммуникаций и укрупнительную сборку оборудования; доставку оборудования, трубопроводов и конструкций в рабочую зону.

ПЕРЕДАЧА В МОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ,
ИЗДЕЛИЙ И МАТЕРИАЛОВ

2.5.До передачи оборудования, изделий и материалов заказчиком (генподрядчиком) должны быть предъявлены монтажной организации:

а) на оборудование и арматуру - сопроводительная документация в соответствии с ГОСТ 24444-80;

б) на сборочные единицы трубопроводов Рy свыше 10 МПа (100 кгс/см2) - сборочные чертежи трубопроводов, опор и подвесок и документы,удостоверяющие их качество;

в) на материалы - сертификаты предприятий-поставщиков.

При отсутствии документов предприятия-поставщика они могут быть заменены соответствующими им по содержанию документами, подписанными ответственными представителями заказчика.

По сопроводительной документации должно быть проверено соответствие марок, размеров и других характеристик оборудования, изделий и материалов рабочей документации, по которой должен осуществляться монтаж.

2.6. Оборудование, изделия, материалы должны передаваться в монтаж комплектно на блок и технологический узел в соответствии с рабочими чертежами. Трубопроводы Рy свыше 10 МПа (100 кгс/см2) передают в монтаж собранными в сборочные единицы.

Порядок передачи оборудования, изделий и материалов установлен "Правилами о договорах подряда на капитальное строительство" и "Положением о взаимоотношениях организаций - генеральных подрядчиков с субподрядными организациями".

2.7. При передаче оборудования в монтаж производятся его осмотр, проверка комплектности (без разборки на сборочные единицы и детали) и соответствия сопроводительной документации требованиям рабочих чертежей, стандартов, технических условий и других документов, определяющих монтажно-технологические требования, проверка наличия и срока действия гарантии предприятий-изготовителей.

Устранение дефектов оборудования, обнаруженных в процессе приемки, является обязанностью заказчика.

2.8.Оборудование и изделия, на которые истек гарантийный срок, указанный в технических условиях, а при отсутствии таких указаний - по истечении года могут быть приняты в монтаж только после проведения ревизии, исправления дефектов, испытаний, а также других работ, предусмотренных эксплуатационной документацией. Результаты проведенных работ должны быть занесены в формуляры, паспорта и другую сопроводительную документацию в соответствии с п. 2.5 настоящих правил.

2.9.Оборудование, изделия и материалы, принятые в монтаж, должны храниться в соответствии с требованиями документации предприятий-изготовителей и ППР.

При хранении должен быть обеспечен доступ для осмотра, созданы условия, предотвращающие механические повреждения, попадание влаги и пыли во внутренние полости.

ПРИЕМКА ПОД МОНТАЖ ЗДАНИЙ,
СООРУЖЕНИЙ И ФУНДАМЕНТОВ

2.10. В зданиях и сооружениях, сдаваемых под монтаж оборудования и трубопроводов, должны быть выполнены строительные работы,предусмотренные ППР,в том числе указанные в п. 2.3настоящих правил, проложены подземные коммуникации, произведены обратная засыпка и уплотнение, грунта, до проектных отметок, устроены стяжки под покрытия полов и каналы, подготовлены и приняты подкрановые пути и монорельсы, выполнены отверстия для прокладки трубопроводов и установлены закладные детали для установки опор под них; фундаменты и другие конструкции должны быть освобождены от опалубки и очищены от строительного мусора, проемы ограждены, лотки и люки перекрыты.

В зданиях, где устанавливают оборудование и трубопроводы, в технических условиях на монтаж которых предусмотрены специальные требовании к чистоте, температурному режиму и др., при сдаче под монтаж должно быть обеспечено соблюдение этих условий.

2.11. В зданиях, сооружениях, на фундаментах и других конструкциях, сдаваемых под монтаж оборудования и трубопроводов, должны быть нанесены с необходимой точностью и в порядке, установленном СНиП на геодезические работы в строительстве, оси и высотные отмотки, определяющие проектное положение монтируемых элементов.

На фундаментах для установки оборудования, к точности которого предъявляются повышенные требования, а также для установки оборудования значительной протяженности оси и высотные отметки должны быть нанесены на закладные металлические пластины.

Высотные отметки фундамента для установки оборудования, требующего подливки, должны быть на 50-60 мм ниже указанной в рабочих чертежах отметки опорной поверхности оборудования, а в местах расположения выступающих ребер оборудования - на 50-60 мм ниже отметки этих ребер.

2.12. В фундаментах, сдаваемых под монтаж, должны быть установлены фундаментные болты и закладные детали, если их установка предусмотрена в рабочих чертежах фундамента, выполнены колодцы или пробурены скважины под фундаментные болты.

Если в рабочих чертежах предусмотрены остающиеся в массиве фундамента кондукторы для фундаментных болтов, то установку этих кондукторов и закрепленных к ним фундаментных болтов осуществляет организация, монтирующая оборудование. Сверление скважин в фундаментах, установку фундаментных болтов, закрепляемых клеем и цементными смесями, выполняет строительная организация.

Фундаментные болты,замоноличенные в фундаменте, на выступающей из фундамента части должны быть защищены от коррозии.

2.13. При сдаче-приемке зданий, сооружений и строительных конструкций под монтаж должна одновременнопередаваться исполнительная схема расположения фундаментных болтов, закладных и других деталей крепления оборудования и трубопроводов.

Отклонения фактических размеров от указанных в рабочих чертежах не должны превышать величин, установленных соответствующим СНиП.

2.14. К приемке под монтаж должны предъявляться одновременно здания, сооружения и фундаменты, необходимые для установки комплекса оборудования и трубопроводов, образующих технологическийузел.

ИЗГОТОВЛЕНИЕ СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ ТРУБОПРОВОДОВ

2.15. Изготовление сборочных единиц трубопроводов должно производиться в соответствии с деталировочными чертежами, ГОСТ 16037-80 и требованиями ведомственных нормативных документов. Неразъемные соединения должны выполняться в соответствии с требованиями разд. 4 настоящих правил.

2.16. Сборочные единицы трубопроводов, передаваемые на монтаж,  должны быть укомплектованы по спецификации деталировочных чертежей; сварные стыки заварены и проконтролированы, поверхности огрунтованы (кроме свариваемых кромок); отверстия труб закрыты пробками.

Отклонение линейных размеров сборочных единиц трубопровода не должно превышать ±3 мм на каждый метр, но не более ±10 мм на всю длину сборочной единицы. Отклонения угловых размеров и перекос осей не должны превышать ±2,5 мм на 1 м, но не более ±8 мм на весь последующий прямой участок трубопровода.

СБОРКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ БЛОКОВ
И БЛОКОВ КОММУНИКАЦИЙ

2.17. Сборку и сварку трубопроводов в составе блока следует производить в соответствии с требованиями разд. 2 и 4 настоящих правил.

Установка приборов, средств контроля и управления, электротехнических устройств и систем автоматизации в блоке должна осуществляться в соответствии с требованиями СНиП по монтажу электротехнических устройств и по монтажу систем автоматизации.

2.18. Технологические блоки по окончании сборки должны быть испытаны, окрашены, а отверстия закрыты пробками.

Испытания блоков или их сборочных единиц производят с соблюдением требований разд. 5 настоящих правил.

Сборочные единицы блоков коммуникаций, не соединенных с оборудованием, испытываются после установки в проектное положение.

2.19. При хранении собранных блоков должны соблюдаться требования п. 2.9 настоящих правил.

2.20. Трубопроводы в блоках коммуникаций должны быть установлены и закреплены на постоянных опорах.

3. ПРОИЗВОДСТВО МОНТАЖНЫХ РАБОТ

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

СНиП 3.05.05-84 ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

		

Система нормативных документов в строительстве

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

СНиП 34-02-99

 

 

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ КОМПЛЕКСУ

(ГОССТРОЙ РОССИИ)

Москва

2000

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 РАЗРАБОТАНЫ Научно-исследовательским и проектным предприятием по сооружению и эксплуатации подземных хранилищ ООО «Подземгазпром» ОАО «Газпром»

2 ВНЕСЕНЫ Управлением технормирования Госстроя России

3 ПРИНЯТЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ с 1 июля 1999 г. постановлением Госстроя России от 17.05.99 № 36

4 ВЗАМЕН СНиП 2.11.04-85

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Общие положения

4 Классификация

5 Генеральный план

6 Требования к инженерно-геологическим и гидрогеологическим условиям площадок строительства

7 Нагрузки и воздействия

8 Эксплуатационные требования

9 Основные требования к проектированию и строительству

10 Контроль качества строительства и приемка подземных хранилищ

11 Охрана окружающей среды

 

 

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

UNDERGROUND STORAGES OF NATURAL GAS, OIL AND PROCESSING PRODUCTS

Дата введения 1999-07-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие нормы и правила распространяются на проектирование и строительство подземных хранилищ газа, нефти, газового конденсата и продуктов их переработки (далее - подземные хранилища) с резервуарами, сооружаемыми в каменной соли и других горных породах.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящих нормах и правилах использованы ссылки на следующие нормативные документы:

СНиП 10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Основные положения.

СНиП 2.01.09-91. Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах.

СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

СНиП 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий и сооружений.

СНиП II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий.

СНиП 2.09.04-87*. Административные и бытовые здания.

СНиП III-10-75. Благоустройство территорий.

СНиП II-7-81*. Строительство в сейсмических районах.

СНиП II-94-80. Подземные горные выработки.

СНиП 2.06.09-84. Туннели гидротехнические.

СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия.

СНиП 3.01.01-85*. Организация строительного производства.

СНиП 3.01.04-87. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения.

СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.

СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты.

СП 34-106-98. Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки.

ГОСТ 27751-88. Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету.

СанПиН 2.1.4.027-95. Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов хозяйственно-питьевого назначения.

НПБ 101-95. Нормы проектирования объектов пожарной охраны.

НПБ 104-95. Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях.

НПБ 201-96. Пожарная охрана предприятий. Общие требования.

РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

3 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1 В состав подземных хранилищ входят:

подземные сооружения, включающие подземные резервуары, вскрывающие и вспомогательные горные выработки, буровые скважины и подземные рассолохранилища;

наземные сооружения, включающие здания и сооружения, внутриплощадочные сети, наземные рассолохранилища.

3.2 В качестве подземных резервуаров используются горные выработки (выработки-емкости), оборудованные для приема, хранения и выдачи продукта. Наряду со специально сооружаемыми выработками допускается использовать выработки, образовавшиеся при добыче полезного ископаемого, после проведения их специального обследования и обустройства.

3.3 При размещении подземного хранилища на границе предприятия по добыче полезного ископаемого следует предусматривать барьерные целики, обеспечивающие прочность и герметичность подземных и наземных сооружений хранилища. Размеры барьерных целиков следует определять расчетом в соответствии с требованиями СНиП 2.01.09.

3.4 Здания и наземные сооружения (наземные резервуары и оборудование, железнодорожные и сливоналивные эстакады, причалы и пирсы, расфасовочные и раздаточные пункты, насосные и компрессорные станции, объекты осушки и очистки газа, административно-хозяйственные здания и помещения и др.), инженерные системы (противопожарный водопровод, факелы и свечи, установки пожаротушения, системы обнаружения и тушения пожаров, канализации, электроснабжения, связи, сигнализации и др.), а также благоустройство территории хранилищ (дорог, подъездов, проездов и др.) следует проектировать в соответствии с действующими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

3.5 При проектировании мероприятий по противопожарной безопасности и при строительстве объектов необходимо руководствоваться противопожарными требованиями всех действующих норм и правил, относящихся к объекту и утвержденных в установленном порядке.

3.6 Проектом должен предусматриваться комплекс мероприятий, обеспечивающих пожарную безопасность хранилищ, зданий и сооружений на его территории и включающий устройства:

кольцевой сети противопожарного водопровода с расходом воды на пожаротушение, определяемый расчетом, но не менее 200 л/с, с установкой пожарных гидрантов с интервалом 10 м друг от друга;

связи и оповещения;

контроля газопаровоздушной среды;

автоматизации процесса хранения углеводородов;

автоматических установок пожаротушения и пожарной сигнализации.

3.7 Насосные, компрессорные и другие помещения, в которых может образовываться взрывоопасная концентрация паров, следует оборудовать сигнализаторами взрывоопасных концентраций, срабатывающими при достижении концентрации паров газа в воздухе не более 20% нижнего предела воспламеняемости.

3.8 Для подземных хранилищ следует предусматривать следующие виды связи и сигнализации:

административно-хозяйственную телевизионную или телефонную связь;

прямую связь диспетчера хранилищ с железнодорожным узлом и водным причалом;

громкоговорящую производственную связь из операторной хранилищ;

пожарную и охранную сигнализацию;

радиофикацию.

3.9 Система оповещения людей о пожаре должна отвечать требованиям НПБ 104.

3.10 Во взрывоопасных помещениях и сооружениях подземных хранилищ следует предусматривать аварийное освещение, а у оголовков эксплуатационных колодцев и скважин - рабочее освещение, оборудованное светильниками в противовзрывоопасном исполнении.

3.11 Категории электроприемников подземных хранилищ в отношении обеспечения надежности электроснабжения следует принимать:

для хранилищ нефти и нефтепродуктов - согласно требованиям СНиП 2.11.03;

для хранилищ СУГ (противопожарных и продуктовых насосных станций) - первой категории.

3.12 Молниезащиту наземных зданий и сооружений подземных хранилищ следует проектировать в соответствии с требованиями РД 34.21.122 и Правил устройства электроустановок (ПУЭ).

3.13 Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, должна автоматически отключать отдельные звенья технологического комплекса в случае утечки продукта или понижения давления в трубопроводах.

3.14 Крепь вкрывающих выработок и герметичные перемычки шахтных резервуаров по показателям пожарной опасности должны отвечать требованиям, предъявляемым к сооружениям I степени огнестойкости по СНиП 21-01.

3.15 Рекомендуемые правила проектирования и строительства подземных хранилищ изложены в СП 34-106.

4 КЛАССИФИКАЦИЯ

4.1 Подземные хранилища подразделяются по виду хранимого топлива на хранилища:

природного газа и гелия (далее - газа);

сжиженных углеводородных газов, этана, этилена, нестабильного газового конденсата (далее СУГ);

нефти, нефтепродуктов, стабильного газового конденсата (далее - нефти и нефтепродуктов).

4.2 В таблице 1 показаны типы подземных резервуаров и области их применения.

 

Таблица 1 - Области применения подземных резервуаров различного типа

 

Тип резервуара

Вид хранимого продукта

Газ

СУГ

Нефть и нефтепродукты

Бесшахтный в каменной соли

+

+

+

Шахтный в породах с положительной температурой

-

+

+

Шахтный в вечномерзлых породах

-

-

+

 

5 ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

5.1 Выбор площадки размещения хранилища, основные планировочные решения, ситуационный план размещения зданий и сооружений, инженерных сетей и др. Необходимо производить в соответствии с требованиями природоохранных законов и нормативных актов Российской Федерации, СНиП II-89, СНиП 2.09.04, СНиП III-10 и других нормативных документов.

5.2 Подземные хранилища следует располагать на обособленной площадке вне территории городов и других поселений за пределами II пояса зон санитарной охраны действующих и проектируемых подземных и поверхностных источников водоснабжения с учетом перспектив их развития в соответствии с СанПиН 2.1.4.027.

Не допускается размещение зданий и сооружений, не относящихся к хранилищу, в пределах горного отвода этих хранилищ.

5.3 Минимальные расстояния от устьев эксплуатируемых скважин, шахтных стволов, эксплуатационных шурфов подземных резервуаров всех типов до различных зданий и сооружений следует принимать:

а) при хранении нефти и нефтепродуктов:

для объектов, не относящихся к хранилищу, - по таблице 2;

 

Таблица 2 - Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин, стволов и шурфов подземных резервуаров до зданий и сооружений, не входящих в состав хранилища нефти и нефтепродуктов

 

Здания и сооружения

Расстояние, м

от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли

от устьев стволов, шурфов и скважин шахтных резервуаров в породах с положительной температурой и в вечномерзлых породах

Общественные здания и сооружения

250

200

Здания и сооружения соседних предприятий

150

100

Лесные массивы:

а) хвойных пород

100

100

б) лиственных пород

20

20

Железные дороги:

а) станции

200

150

б) разъезды и платформы;

100

80

в) перегоны

75

60

Автодороги:

а) I-II категории

100

75

б) IV и V категории

50

40

Склады лесных материалов, торфа, сена, волокнистых веществ, соломы, а также участки открытого залегания торфа

125

100

Воздушные линии электропередачи

По ПУЭ

 

для объектов, входящих в состав хранилища, - в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03;

б) при хранении СУГ и газа:

для объектов, не относящихся к хранилищу, - по таблице 3;

для объектов, входящих в состав хранилища, - по таблице 4.

 

Таблица 3 - Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин и стволов подземных резервуаров до зданий и сооружений, не входящих в состав хранилища газа и СУГ

 

Здания и сооружения

Расстояние, м

от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли

от устьев стволов и скважин шахтных резервуаров

для газа

для СУГ

Общественные здания и сооружения

300

500

375

Здания и сооружения соседних предприятий

200

250

200

Лесные массивы:

а) хвойных пород

50

100

75

б) лиственных пород

20

30

25

Железные дороги:

а) станции

300

500

375

б) разъезды и платформы;

100

100

75

в) перегоны

40

80

60

Автодороги:

а) I-II категории

60

60

50

б) IV и V категории

25

50

40

Склады лесных материалов, торфа, сена, волокнистых веществ, соломы, а также участки открытого залегания торфа

100

100

100

Воздушные линии электропередачи

По ПУЭ

 

Примечания

1 Расстояния от стволов и скважин шахтных резервуаров необходимо отсчитывать от их центральных осей

2 Расстояние от устьев эксплуатационной скважины бесшахтных резервуаров в каменной соли следует отсчитывать от внутренней поверхности гребня обвалования вокруг оголовка скважины

 

Таблица 4 - Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин и стволов подземных резервуаров до зданий и сооружений, входящих в состав хранилища газа и СУГ

 

Здания и сооружения

Расстояние, м

от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли

от устьев стволов и скважин шахтных резервуаров

для газа

для СУГ

Сливоналивные причалы

50

100

75

Железнодорожные сливоналивные эстакады, складские здания для нефтепродуктов в таре

20

40

30

Сливоналивные устройства для автоцистерн, продуктовые насосные станции, компрессорные, канализационные насосные станции производственных сточных вод, разливочные, расфасовочные и раздаточные, установки для испарения и смешения газов

20

40

30

Водопроводные и противопожарные насосные станции, пожарное депо и посты, противопожарные водоемы (до люка резервуара или места забора воды из водоема)

40

40

30

Здания и сооружения I и II степеней огнестойкости с применением открытого огня

50

60

50

Прочие здания и сооружения

40

40

40

Рассолохранилища (открытые)

40

40

-

Ограждение резервуара

15

15

15

Воздушные линии электропередачи

По ПУЭ

 

Примечания 1 и 2 к табл. 3 распространяются и на данную таблицу

 

Расстояния между зданиями и сооружениями подземного хранилища должны обеспечивать при эксплуатации:

возможность обслуживания наземных и подземных объектов;

эвакуацию персонала.

Расстояние между устьями соседних скважин бесшахтных резервуаров должно определяться расчетом, но быть не менее 15 м.

5.4 Вокруг устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли при хранении нефти, нефтепродуктов и СУГ следует предусматривать обвалование.

Вместимость пространства внутри обвалования определяется расчетом по величине возможного аварийного выброса продукта.

5.5 Площадка, на которой предусматривается размещение подземных резервуаров в вечномерзлых породах, должна быть надежно защищена от временных поверхностных водотоков искусственными сооружениями (обвалования, водоотводы).

5.6 Устья эксплуатационных скважин, стволов и шурфов подземных резервуаров должны иметь продуваемое ограждение из негорючих материалов (решетки, сетки) высотой не менее 2 м. Размер ограждаемого участка следует назначать из условия возможности проведения профилактических и ремонтных работ.

Ограждение устьев скважин бесшахтных резервуаров допускается размещать как внутри обвалованной площадки, так и вне ее.

5.7 Расстояние от трубы свечи до любых зданий и сооружений, кроме подводящих трубопроводов, следует принимать не менее 100 м. Высота свечи определяется расчетом.

5.8 Для площадок подземных хранилищ (независимо от их вместимости) следует предусматривать два выезда на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути. Расстояния между зданиями и сооружениями подземного хранилища должны обеспечивать возможность подъездов пожарной техники непосредственно к устьям скважин, стволам и шурфам подземных хранилищ.

5.9 Необходимость размещения пожарного депо, количество пожарных автомобилей в нем, порядок санитарного обслуживания принимается в соответствии с требованиями СНиП II-89, НПБ 101 и НПБ 201 и согласовывается с местными органами пожарного и санитарного надзора.

6 ТРЕБОВАНИЯ К ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИМ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ УСЛОВИЯМ ПЛОЩАДОК СТРОИТЕЛЬСТВА

6.1 Выработки-емкости подземных резервуаров следует размещать в массивах горных пород, способных обеспечить устойчивость и герметичность выработок на весь период эксплуатации резервуаров, а горные породы, в которых размещаются выработки-емкости подземных резервуаров, не должны содержать включений, ухудшающих качество хранимых продуктов.

6.2 Не допускается размещать подземные и наземные сооружения хранилища без специального обоснования на территориях с сейсмичностью выше 9 баллов в соответствии со СНиП II-7, а также на участках развития физико-геологических и криогенных процессов (карст, оползни, сели, термокарст и пр.).

6.3 Минимально допустимая глубина залегания горных пород, пригодных для размещения выработок-емкостей, определяется расчетом исходя из типа резервуара, внутреннего давления в резервуаре, плотности пород, залегающих выше кровли выработки-емкости, и гидрогеологических условий.

Бесшахтные резервуары в каменной соли

6.4 Бесшахтные резервуары допускается сооружать в залежах каменной соли всех морфологических типов.

6.5 Площадь распространения соляной залежи в плане должна обеспечивать размещение заданного количества резервуаров с оставлением целиков соли между выработками, а также между выработками и боковыми поверхностями соляной залежи.

6.6 В интервале отметок (по глубине) почвы и кровли резервуара соляная залежь, как правило, не должна содержать прослоев калийно-магниевых и других солей, легко растворяющихся в воде и хлоридно-натриевых рассолах, а также прослоев нерастворимых пород, препятствующих процессу создания выработки заданной формы и объема.

6.7 Закачка строительного рассола допускается в водоносные горизонты с пластовыми водами, не пригодными для использования в народном хозяйстве и совместимыми с закачиваемым рассолом, с минерализацией, как правило, не менее 35 г/л, изолированные надежными водоупорами от вышележащих водоносных горизонтов.

Шахтные резервуары в породах с положительной температурой

6.8Шахтные резервуары следует размещать в горных породах ниже уровня грунтовых вод. Степень обводненности породных массивов и положение уровня грунтовых вод должны отвечать условию, при котором давление воды на поверхности выработок превышает внутреннее давление продукта в резервуаре при постоянно действующем водоотливе.

6.9 Выработки-емкости, как правило, следует размещать в горных породах с высокой экранирующей способностью по отношению к углеводородным жидкостям.

6.10Прочностные свойства горных пород, в которых допускается размещение шахтных резервуаров, должны отвечать условию сооружения выработок-емкостей, как правило, без применения крепи.

Допускается сооружать выработки-емкости с применением крепи в породах III категории устойчивости в соответствии со СНиП II-94.

6.11 При создании хранилищ в отработанных горных выработках естественные породные массивы, в которых они пройдены, и глубина их заложения должны соответствовать 6.8 - 6.10.

Шахтные резервуары в вечномерзлых породах

6.12 Шахтные резервуары следует размещать в породах, находящихся в естественном твердо-мерзлом состоянии, обладающих экранизирующей способностью и обеспечивающих устойчивость пройденных в них выработок, как правило, без применения крепи.

6.13 Максимальная естественная температура вечномерзлых пород, при которой допускается размещать в них подземные резервуары, должна быть ниже температуры их оттаивания: в скальных породах - на 1°С; в дисперсных - на 3°С.

7 НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

7.1 Напряженно-деформированное состояние породного массива, цементного камня, обсадной колонны и крепи выработок следует определять от действия постоянных и временных (длительных, кратковременных, особых) нагрузок.

7.2 К постоянным нагрузкам следует относить:

а) горное давление;

б) собственный вес конструкций;

в) давление подземных вод;

г) воздействие, вызываемое предварительным напряжением элементов крепи.

К длительным нагрузкам следует относить:

а) давление газа, жидкости в резервуаре;

б) температурные воздействия.

К кратковременным нагрузкам следует относить:

а) нагрузки от технологического оборудования;

б) давление тампонажного раствора, нагнетаемого за крепь.

К особым нагрузкам следует относить:

а) сейсмические воздействия;

б) взрывные воздействия.

7.3 Расчетное значение нагрузки следует определять как произведение ее нормативного значения на коэффициенты надежности по нагрузке. При оценке прочности обсадных колонн значения коэффициента надежности принимают по нормам проектирования обсадных колонн.

При определении расчетных нагрузок в расчете выработки-емкости на устойчивость следует учитывать коэффициент надежности по нагрузке.

Коэффициент надежности по ответственности принимается равным единице по ГОСТ 27751.

7.4 Величину горного давления следует устанавливать с учетом данных инженерно-геологических изысканий на площадке.

При отсутствии тектонических напряжений в породном массиве горное давление для незакрепленных выработок допускается определять по весу вышележащих пород.

Для закрепленных выработок величину горного давления следует определять в соответствии со СНиП 2.06.09.

7.5 Расчет устойчивости подземных выработок-емкостей следует выполнять при наиболее неблагоприятных сочетаниях нагрузок в соответствии с классификацией сочетаний нагрузок и коэффициентами сочетаний, приведенными в СНиП 2.01.07.

8 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

8.1 Подземные и наземные сооружения, оборудование основного и вспомогательного назначения, внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации должны обеспечивать надежное и безопасное выполнение технологических операций по приему, хранению и выдаче продуктов в соответствии с заданными режимами эксплуатации.

8.2 Подземные резервуары, входящие в состав хранилища, должны быть герметичными, а их выработки-емкости - устойчивыми на весь период эксплуатации.

8.3 Сроки хранения товарных нефтепродуктов в подземных резервуарах определяются типом подземных резервуаров и сохранностью товарных качеств топлив определенного вида.

8.4 Подземные хранилища должны быть оборудованы централизованными системами контроля и управления технологическими процессами эксплуатации.

8.5 Система контроля подземных резервуаров всех типов должна предусматривать измерение следующих эксплуатационных параметров:

количества поступающего и выдаваемого продукта;

давления и температуры в линии закачки - отбора продукта;

качества продукта.

Дополнительно в бесшахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:

устьевого давления и температуры продукта;

давления, температуры, расхода, плотности и химсостава рассола в линии закачки - отбора;

уровня границы раздела фаз в выработке-емкости;

формы и размеров выработки-емкости.

Дополнительно в шахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:

давления и температуры продукта в резервуаре;

уровня продукта;

уровня границы раздела «продукт - вода» и давления в герметичных перемычках (в породах с положительной температурой);

температуры вмещающих пород, герметичных перемычек и закрепного пространства эксплуатационных скважин и шурфов (в вечномерзлых породах).

Бесшахтные резервуары в каменной соли

8.6 Конструктивные решения бесшахтных резервуаров для газа должны обеспечивать скорость течения газа по скважине не более 35 м/с и темп снижения давления в резервуаре при отборе газа в процессе эксплуатации не более 0,5 МПа/ч.

8.7 Вместимость бесшахтных резервуаров для газа должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов газа исходя из технологических параметров и горно-геологических условий размещения резервуаров.

8.8 Коэффициент использования вместимости резервуара при хранении жидких углеводородов следует принимать не более следующих значений:

а) при наличии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака внешней колонны):

для нефти и нефтепродуктов - 0,985;

для СУГ - 0,95;

б) при отсутствии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака центральной подвесной колонны):

для нефти и нефтепродуктов - 0,95;

для СУГ - 0,9.

8.9 При эксплуатации подземных резервуаров по рассольной схеме для вытеснения СУГ, нефти и нефтепродуктов следует применять, как правило, концентрированный рассол.

8.10 Допускается совмещать эксплуатацию хранилища с дальнейшим увеличением вместимости подземных резервуаров.

8.11 При вытеснении продукта хранения неконцентрированным рассолом или водой в проектных решениях необходимо учитывать изменение вместимости и конфигурации выработки-емкости за счет растворения соли. Количество циклов вытеснения должно определяться в зависимости от изменения концентрации рассола и предельно-допустимых размеров резервуара по условию устойчивости.

Шахтные резервуары в породах с положительной температурой

8.12 В проектной документации следует предусматривать возможность смены насосов в процессе их эксплуатации, а также следует предусматривать систему очистки подтоварной воды, откачиваемой из выработок при эксплуатации резервуаров.

8.13 При проектировании резервуаров для нефти и нефтепродуктов допускается предусматривать системы эксплуатации с постоянным и переменным уровнем подтоварной воды. При проектировании системы эксплуатации с переменным уровнем следует предусматривать одновременную работу водяных и продуктовых насосов с равной производительностью.

8.14 Коэффициент использования вместимости резервуара для нефти и нефтепродуктов следует принимать не более 0,97, для СУГ - не более 0,9.

Шахтные резервуары в вечномерзлых грунтах

8.15 Для предотвращения растепления массива вечномерзлых пород при эксплуатации резервуара допускается предусматривать буферный объем холодного продукта в выработке-емкости.

8.16 Вместимость резервуара должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов продукта.

9 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

9.1 Подземные хранилища проектируются на основании задания на проектирование, разработанного и выдаваемого заказчиком хранилища в соответствии с обоснованием инвестиций в строительство.

Строительство подземных хранилищ производится на основании проектной документации и проекта производства работ.

9.2 Техническое задание на проектирование должно содержать следующие сведения:

место размещения хранилища;

наименование подлежащих хранению продуктов, их физико-химические свойства;

содержание в подлежащих хранению продуктах токсичных и агрессивных веществ;

общие потребные объемы хранения по отдельным продуктам;

производительность закачки и выдачи продуктов;

сроки проектирования и строительства подземных хранилищ;

способ доставки и отгрузки продуктов для хранилищ СУГ, нефти и нефтепродуктов.

9.3 При выборе объемно-планировочной схемы должно быть обеспечено наилучшее использование вмещающей толщи горных пород (максимальное использование мощности и минимальное - площади), а для шахтных хранилищ также минимально возможный объем и число вскрывающих, вспомогательных, специальных выработок и наилучшие условия изоляции выработок-емкостей друг от друга в резервуаре на несколько видов продуктов.

9.4 В проектной документации следует предусматривать периодичность контроля объема и формы подземного резервуара во время его строительства и эксплуатации, а также его герметичности.

9.5 Напряженно-деформированное состояние породного массива и всех конструктивных элементов подземного резервуара следует определять с учетом основных закономерностей деформирования и прочности пород.

Для каменной соли и вечномерзлых пород необходимо учитывать проявление реологических свойств при нелинейной зависимости деформаций от напряжения и времени.

9.6 Устойчивость выработки-емкости резервуара следует обеспечивать путем выбора ее оптимальной формы и размеров с учетом противодавления хранимого продукта. При этом допускается в окресности выработки-емкости существование локальных областей повышенной проницаемости: разуплотнения, запредельного деформирования.

9.7 При строительстве шахтных резервуаров следует производить геолого-маркшейдерские работы, геологические, гидрогеологические и геокриологические наблюдения в процессе проходки выработок, а на участках возведения герметичной перемычки определить мощность зоны повышенной проницаемости в окресности выработки.

9.8 Строительство герметичных перемычек шахтных резервуаров и их испытания на герметичность следует выполнять по специальному проекту производства работ.

9.9 На заключительной стадии строительства следует осуществлять испытания резервуара на герметичность.

Бесшахтные резервуары в каменной соли

9.10 Для создания выработок-емкостей бесшахтного резервуара следует предусматривать управляемое растворение соли пресной или минерализованной водой с одновременным вытеснением образующегося при этом рассола на поверхность земли.

При соответствующем обосновании допускается растворение соли промстоками.

9.11 Для управления процессом формообразования выработки-емкости следует применять жидкий или газообразный нерастворитель (нефтепродукты или газы, химически нейтральные к соли и хранимому продукту).

При соответствующем обосновании допускается применение технологии сооружения выработки-емкости без нерастворителя.

9.12 Выработки-емкости резервуаров следует создавать в соответствии с индивидуальными технологическими регламентами.

9.13 Конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать:

закачку и отбор воды, рассола, жидкого и газообразного нерастворителя, продуктов хранения с проектной производительностью;

отбор проб рассола, нерастворителя и хранимого продукта;

ввод в скважину ингибиторов гидратообразования и коррозии;

возможность перекрытия сечений подвесных колонн при возникновении аварийных ситуаций на скважине;

расчетный срок службы скважины;

надежное разобщение и изоляцию вскрытых водоносных горизонтов;

защиту от коррозионного и термобарического воздействия на основную обсадную колонну;

спуск, подъем и смену подвесных колонн, установку и извлечение необходимого скважинного оборудования;

проведение геофизических, диагностических работ на скважине и в выработке-емкости, а также профилактических и ремонтных работ на скважине.

9.14 Башмак основной обсадной колонны эксплуатационной скважины должен располагаться в каменной соли или после выполнения специального обоснования в вышележащих устойчивых породах.

9.15 Поэтапное испытание эксплуатационных скважин на герметичность следует проводить в последовательности: обсадных труб, основной обсадной колонны, затрубного пространства и незакрепленной части ствола, внешней подвесной колонны.

9.16 Способы удаления рассола с площадок строительства следует предусматривать исходя из их наличия, солепотребляющих предприятий в районе строительства и местных гидрогеологических и гидрологических и географических условий.

9.17 При эксплуатации бесшахтных резервуаров по рассольной схеме в составе сооружений следует предусматривать рассолох

СНиП 34-02-99 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

		

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

СНиП III-42-80*

МОСКВА 1997

РАЗРАБОТАНЫ ВНИИСТ Миннефтегазстроя с участием институтов «Гипротрубопровод» Миннефтепрома и «Гипроспецгаз» Мингазпрома.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Управлением стандартизации и технических норм в строительстве Госстроя СССР (Н.А. Шишов), ВНИИСТ (кандидаты техн. наук В.И. Прокофьев, В.П. Ментюков).

СНиП III-42-80* является переизданием СНиП III-42-80 с изменениями, утвержденными постановлениями Госстроя СССР (Минстроя России): № 272 от 05.11.1982 г., № 308 от 28.12.1982 г., № 71 от 29.12.1986 г. и № 18-79 от 10.11.1996 г.

Разделы, пункты, таблицы, формулы, приложения, 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.

Государственный комитет СССР
по делам строительства
(Госстрой СССР)

Строительные нормы и правила

СНиП III-42-80*

Магистральные трубопроводы

Взамен
главы СНиП
III-Д.10-72

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Правила настоящей главы должны соблюдаться при строительстве новых и реконструкции действующих магистральных трубопроводов и ответвлений от них условным диаметром до 1400 мм (включительно) с избыточным давлением среды не свыше 10 МПа (100 кгс/см2) для транспортирования:

нефти, нефтепродуктов, природного и попутного, естественного и искусственного углеводородных газов из районов их добычи (от головных перекачивающих насосных и компрессорных станций), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, газораспределительных станций городов и населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий и портов);

сжиженных углеводородных газов (фракций С3 и С4 и их смесей), а также нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров не выше 1,6 МПа (16 кгс/см2) при температуре плюс 45 °С из районов их добычи или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, промышленных предприятий, портов, газораздаточных станций и кустовых баз);

товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных и нефтеперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Внесены
Миннефтегазстроем СССР

Утверждены
постановлением
Госстроя СССР
по делам строительства
от 16 мая 1980 г. № 67

Срок введения
в действие
1 января 1981 г.

1.2.* Правила настоящей главы не распространяются на строительство промысловых трубопроводов, а также строительство магистральных трубопроводов в морских акваториях и районах с сейсмичностью более 8 баллов для подземных и более 6 баллов для надземных трубопроводов. В этих случаях должны соблюдаться требования соответствующих ведомственных нормативных документов (ВСН), утвержденных в установленном порядке, а при их отсутствии - специальные требования к производству и приемке работ, указанные в проектной документации.

1.3. При строительстве магистральных трубопроводов кроме требований настоящей главы должны соблюдаться требования глав СНиП по организации строительной: производства, технике безопасности в строительстве идругих глав СНиП, стандартов и инструкций, регламентирующих производство и приемку отдельных видов работ в комплексе строительства магистрального трубопровода и утвержденных в установленном порядке.

1.4. Категории магистральных трубопроводов и их участков определяются проектом в соответствии с главой СНиП по проектированию магистральных трубопроводов.

1.5. Строительство магистральных трубопроводов должно вестись поточным методом передвижными механизированными колоннами или комплексами, обеспечивающими непрерывность производства всех работ в строгой технологической последовательности.

1.6. Подготовительные работы и сооружение переходов через естественные и искусственные препятствия следует выполнять специализированными строительно-монтажными подразделениями.

1.7. Ширина полосы отвода земель на время строительства магистральных трубопроводов определяется проектом в соответствии с Нормами отвода земель для магистральных трубопроводов.

1.8. При пересечении строящегося магистрально трубопровода с подземными коммуникациями производство строительно-монтажных работ допускается при наличии разрешения организации, эксплуатирующей эти коммуникации, и в присутствии ее представителей.

1.9. При обнаружении на месте производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не значащихся в проектной документации, строительной организацией должны быть по согласованию с организацией, эксплуатирующей указанные коммуникации и сооружения, приняты меры к предохранению их от повреждений.

1.10. При вскрытии кабельных линий связи, пересекающих трассу трубопровода, должны соблюдаться Условия производства работ в пределах охранных зон и просек на трассах линий связи и радиофикации, утвержденные Министерством связи СССР.

1.11. При производстве строительно-монтажных работ должен осуществляться производителями работ строительных организаций операционный контроль их качества (по всем технологическим процессам). Представители заказчика, а также представители органов государственного надзора имеют право производить выборочный контроль качества всех видов работ. Применение материалов и изделий, на которые отсутствуют сертификаты, паспорта и другие документы, подтверждающие их качество, не допускается.

1.12. При строительстве магистральных трубопроводов следует применять трубы, преимущественно изолированные в заводских или базовых условиях. Сооружение трубопроводов из изолированных труб следует выполнять по специальной технологической инструкции.

1.13.* Оформление производственной документации, включая акты освидетельствования скрытых работ, должно производиться в соответствии с ВСН 012-88 утвержденным Миннефтегазстроем.

1.14. Материалы фактического положения трубопроводов (исполнительная съемка), оформленные в установленном порядке строительно-монтажными организациями и заказчиком, должны передаваться в исполнительные комитеты районных (городских) Советов народных депутатов.

2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

2.1. Заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней до начала строительно-монтажных работ передать подрядчику техническую документацию на нее и на закрепленные на трассе строительства трубопровода пункты и знаки этой основы, в том числе:

знаки закрепления углов поворота трассы;

створные знаки углов поворота трассы в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;

створные знаки на прямолинейных участках трассы, установленные попарно в пределах видимости, но не реже чем через 1 км;

створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные препятствия в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;

высотные реперы, установленные не реже чем через 5 км вдоль трассы, кроме устанавливаемых на переходах через водные преграды (на обоих берегах);

пояснительную записку, абрисы расположения знаков и их чертежи;

каталоги координат и отметок пунктов геодезической основы.

Допустимые средние квадратические погрешности при построении геодезической разбивочной основы:

угловые измерения ±2;

линейные измерения 1/1000;

определение отметок ± 50 мм.

2.2. Перед началом строительства генподрядная строительно-монтажная организация должна выполнить на трассе следующие работы:

произвести контроль геодезической разбивочной основы с точностью линейных измерений не менее 1/500, угловых 2 и нивелирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы. Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 длины, углы не более чем на 3 и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, - не более 50 мм;

установить дополнительные знаки (вехи, столбы и пр.) по оси трассы и по границам строительной полосы;

вынести в натуру горизонтальные кривые естественного (упругого) изгиба через 10 м, а искусственного изгиба - через 2 м;

разбить пикетаж по всей трассе и в ее характерных точках (в начале, середине и конце кривых, в местах пересечения трасс с подземными коммуникациями). Створы разбиваемых точек должны закрепляться знаками, как правило, вне зоны строительно-монтажных работ. Установить дополнительные репера через 2 км по трассе.

2.3. До начала основных строительно-монтажных работ генподрядчик должен, при необходимости, дополнительно к требованиям главы СНиП по организации строительного производства выполнить с учетом конкретных условий строительства следующие подготовительные работы на трассе:

расчистить полосу отвода трубопровода от леса, кустарника, пней и валунов;

удалить отдельные деревья и нависшие части скал и камни, находящиеся вне полосы отвода, но угрожающие по своему состоянию падением в зону полосы отвода;

срезать крутые продольные склоны;

осуществить защитные противообвальные и противооползневые мероприятия;

осуществить мероприятия, обеспечивающие минимальное промерзание грунта в полосе траншеи под трубопровод;

построить временные дороги, водопропускные, водоотводные, а также осушительные сооружения на подъездах к трассе и вдоль нее, а также мосты и переправы через реки, ручьи и овраги; защитить подъездные дороги от снежных заносов;

устроить временные приобъектные и пристанционные базы или склады для хранения материалов и оборудования;

устроить временные пристани и причалы;

подготовить временные производственные базы и площадки для производства сварочных, битумоплавильных и других работ;

построить временные поселки, обеспечивающие необходимые жилищные, санитарные и культурно-бытовые условия работающим;

подготовить вертолетные площадки;

создать систему диспетчерской связи;

подготовить строительные площадки для производства строительно-монтажных работ по сооружению переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия и при прокладке трубопроводов в тоннелях с необходимыми временными бытовыми и технологическими помещениями, сооружениями, дорогами;

создать водомерные посты вне зоны производства работ по устройству переходов трубопроводов через водные преграды с привязкой водомерного поста нивелировкой к высотной съемке трассы трубопровода и государственной геодезической сети;

снять плодородный слой земли и переместить его в отвал для временного хранения в соответствии с п. 13.8настоящей главы.

2.4. Расчистка трассы на период строительства должна производиться в границах полосы отвода и в других местах, установленных проектом.

В зимний период расчистку следует производить в два этапа: в зоне проезда транспорта и работы строительных машин - заблаговременно до начала основных работ, а в зоне рытья траншеи - непосредственно перед работой землеройных машин на длину, обеспечивающую их работу в течение смены.

2.5. Корчевка пней на сухих участках трассы должна производиться по всей ширине полосы отвода, а на болотистых участках - только на полосе будущей траншеи трубопровода и кабеля. На остальной части полосы отвода деревья необходимо спиливать на уровне земли.

2.6. Объем работ по планировке, необходимой для транспортных целей и передвижения строительных машин, должен быть указан в проекте организации строительства и уточнен в проекте производства работ.

2.7. Временные дороги для проезда строительных и транспортных машин следует устраивать однополосными с уширением в местах разворотов, поворотов и разъездов (со стороны трубопровода, противоположной трассе кабельной линии связи). Разъезды устраиваются на расстоянии прямой видимости, но не более чем через 600 м.

При строительстве зимних дорог следует преимущественно ограничиваться уплотнением снежного покрова с промораживанием ледяной корки, промораживанием поверхности грунта и поддержанием проезжей полосы в исправном состоянии.

При строительстве и эксплуатации ледовых дорог, проложенных по рекам, ручьям и озерам, должна определяться несущая способность льда и проводиться работа по поддержанию ледового покрова в рабочем состоянии.

Тип, конструкция, ширина дорог и радиусы поворотов определяются проектом организации строительства и уточняются в проекте производства работ.

3. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Размеры и профили траншей устанавливаются проектом в зависимости от назначения и диаметра трубопроводов, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий.

3.2. Ширина траншей по дну должна быть не менее D+ 300 мм для трубопроводов диаметром до 700 мм (где D- условный диаметр трубопровода) и 1,5 D - для трубопроводов диаметром 700 мм и более с учетом следующих дополнительных требований:

для трубопроводов диаметром 1200 и 1400 мм при рытье траншей с откосами не круче 1 : 0,5 ширину траншеи по дну допускается уменьшать до величины D + 500 мм;

при разработке грунта землеройными машинами ширина траншей должна приниматься равной ширине режущей кромки рабочего органа машины, принятой проектом организации строительства, но не менее указанной выше;

ширина траншей по дну на кривых участках из отводов принудительного гнутья должна быть равна двукратной величине по отношению к ширине на прямолинейных участках;

ширина траншей по дну при балластировке трубопровода утяжеляющими грузами или закрепления анкерными устройствами должна быть равна не менее 2,2D, а для трубопроводов с тепловой изоляцией устанавливается проектом.

3.3. Крутизна откосов траншей должна приниматься в соответствии с главой СНиП по производству и приемке земляных сооружений, а разрабатываемых на болотах - согласно табл. 1.

Таблица 1

Торф

Крутизна откосов траншей, разрабатываемых на болотах типа

I

II

III (сильно обводненные)

Слабо разложившийся

1:0,75

1:1

-

Хорошо разложившийся

1:1

1:1,25

По проекту

В илистых и плывунных грунтах, не обеспечивающих сохранение откосов, траншеи разрабатываются с креплением и водоотливом. Виды крепления и мероприятия по водоотливу для конкретных условий должны устанавливаться проектом.

3.4. При рытье траншей роторными экскаваторами для получения более ровной поверхности дна траншей на проектной отметке и обеспечения плотного прилегания уложенного трубопровода к основанию на всем протяжении вдоль оси трубопровода на ширине не менее 3 м должна проводиться в соответствии с проектом предварительная планировка микрорельефа полосы.

3.5. Разработку траншей на болотах следует выполнять одноковшовыми экскаваторами с обратной лопатой на уширенных или обычных гусеницах со сланей, драглайнами или специальными машинами.

При прокладке трубопроводов через болота методом сплава разработку траншей н плавающей торфяной корки целесообразно выполнять взрывным способом, применяя удлиненные шнуровые, сосредоточенные или скважинные заряды.

Пункты 3.6 и 3.7. исключить.

3.8. В целях предотвращения деформации профиля вырытой траншеи, а также смерзания отвала грунта сменные темпы изоляционно-укладочных и земляных работ должны быть одинаковыми.

Технологически необходимый разрыв между землеройной и изоляционно-укладочной колонной должен быть указан в проекте производства работ.

Разработка траншей в задел в грунтах (за исключением скальных в летнее время), как правило, запрещаются.

Рыхление скальных грунтов взрывным способом должно производится до вывоза труб на трассу, а рыхление мерзлых грунтов допускается производить после раскладки труб на трассе.

3.9. При разработке траншей с предварительным рыхлением скального грунта буровзрывным способом переборы грунта должны быть ликвидированы за счет подсыпки мягкого грунта и его уплотнения.

3.10. Основания под трубопроводы в скальных и мерзлых грунтах следует выравнивать слоем мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями основания.

3.11. При сооружении трубопроводов диаметром 1020 мм и более должна проводиться нивелировка дна траншеи по всей длине трассы: на прямых участках через 50 м; на вертикальных кривых упругого изгиба через 10 м; на вертикальных кривых принудительного гнутья через 2 м; при сооружении трубопроводов диаметром менее 1020 мм только на сложных участках трассы (вертикальных углах поворота, участках с пересеченным рельефом местности), а также на переходах через железные и автомобильные дороги, овраги, ручьи, реки, балки и другие преграды, на которые разрабатываются индивидуальные рабочие чертежи.

3.12. К моменту укладки трубопровода дно траншеи должно быть выровнено в соответствии с проектом.

Укладка трубопровода в траншею, не соответствующую проекту, запрещается.

3.13.* Засыпка траншеи производится непосредственно вслед за опуском трубопровода и установкой балластных грузов или анкерных устройств, если балластировка трубопровода предусмотрена проектом. Места установки запорной арматуры, тройников контрольно-измерительных пунктов электрохимзащиты засыпаются после их установки и приварки катодных выводов.

При засыпке трубопровода грунтом, содержащим мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 50 мм в поперечнике, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждений присыпкой мягким грунтом на толщину 20 см над верхней образующей трубы или устройством защитных покрытий, предусмотренных проектом.

Примечание. Проведение послеусадочного восстановления магистральных трубопроводов (укладка на проектные отметки, восстановление проектной балластировки, дозасыпка грунта в траншеи, восстановление насыпей и др.) производится в порядке, установленном Правилами о договорах подряда на капитальное строительство, утвержденными Постановлением Совета Министров СССР от 24.12.1969 г. № 973.

Таблица 2

Допуск

Величина допуска (отклонение), см

Половина ширины траншеи по дну по отношению к разбивочной оси

+ 20, - 5

Отклонение отметок при планировке полосы для работы роторных экскаваторов

- 5

Отклонение отметок дна траншеи от проекта:

 

при разработке грунта землеройными машинами

- 10

при разработке грунта буровзрывным способом

- 20

Толщина слоя постели из мягкого грунта на дне траншеи

+ 10

Толщина слоя присыпки из мягкого грунта над трубой (при последующей засыпке скальным или мерзлым грунтом)

+ 10

Общая толщина слоя засыпки грунта над трубопроводом

+ 20

Высота насыпи

+ 20, - 5

3.14.* Мягкую подсыпку дна траншеи и засыпку мягким грунтом трубопровода, уложенного в скальных, каменистых, щебенистых, сухих комковатых и мерзлых грунтах, допускается по согласованию с проектной организацией и заказчиком заменять сплошной надежной защитой, выполненной из негниющих, экологически чистых материалов.

3.15. Земляные работы при сооружении магистральных трубопроводов должны выполняться с соблюдением допусков, приведенных в табл. 2.

4. СБОРКА, СВАРКА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

Общие положения

СНиП III-42-80* МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
НЕФТЕПРОДУКТОВ «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

УТВЕРЖДЕН

И ВВДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Приказ

ОАО «АК «транснефтепродукт»

№ 10

от « 29» января 2007 г.

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И
РЕМОНТА СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

СО 02-04-АКТНП-007-2006

СОГЛАСОВАНО

Старший вице-президент

ОАО «АК«Транснефтепродукт»

______________________ Макаров С.П.

«29» января 2007 г.

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Государственным унитарным предприятием «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по договору 19-1-04-4/569 от 30.08.2004 г. с ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Разработчики:

от ГУП «ИПТЭР» Гумеров А.Г., Султанов М.Х., Саттарова Д.М., Гималетдинов Г.М., Петрова Р.Г., Бегебо Г.М.

от ОАО «АК «Транснефтепродукт» Демченко Ю.В., Баклагин И.М, Черникин В.А., Крылов Ю.В.

Принимали участие в разработке Приложений А, Б, Л по вопросам антикоррозионных покрытий:

от Федерального государственного учреждения «Научно-исследовательский институт проблем хранения » ФГУ НИИПХ Яковлев В.С., Рогова А.Н., Семенов В.Н., Лихтерев С.Д., Бакирова Е.В.

2 ВНЕСЕН Открытым акционерным обществом «Акционерная компания «Транснефтепродукт»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт»

№ от______ 200 г.

4 ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН «Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту», утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.86 г.

Содержание

Часть I. Правила технической эксплуатации резервуаров

1 Общие положения

1.2 Нормативные ссылки

1.3 Определения

1.4 Обозначения и сокращения

2 Приемка резервуаров в эксплуатацию после строительства реконструкции и капитального ремонта

2.1 Технический надзор при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте резервуаров

2.2 Подготовка резервуара к гидроиспытаниям и сдача его в эксплуатацию

2.3 Градуировка резервуаров, коррекция днища

2.4 Проектная и эксплуатационно-техническая документация на вводимые в эксплуатацию резервуары

3 Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков

3.1 Организация и проведение работ по техническому обслуживанию резервуаров

3.2 Ввод и вывод резервуаров из эксплуатации

3.3 Выполнение технологических операций

3.4 Зачистка резервуаров

3.5 Осмотры и техническое обслуживание

Часть II. Правила диагностирования и ремонта резервуаров

4 Обследование и оценка технического состояния резервуаров

4.1 Организация и проведение работ по технической диагностике резервуаров

4.2 Оценка пригодности резервуара к эксплуатации

5 Ремонт резервуаров

5.1 Общие положения

5.2 Методы ремонта

5.3 Требования к выполнению сварочных работ при ремонте резервуара

5.4 Ремонт дефектов сварных швов

5.5 Ремонт и замена элементов стенки резервуара

5.6 Ремонт кровли резервуаров

5.7 Ремонт понтонов

5.8 Ремонт днища

5.9 Ремонт патрубков стенки резервуара

5.10 Исправление осадки резервуара

5.11 Безогневые способы ремонта

5.12 Устранение дефектов антикоррозионных покрытий

5.13 Прочие ремонты

6 Контроль качества ремонтных работ

6.1 Общие положения

6.2 Контроль качества сварных соединений

6.3 Гидравлические испытания резервуара на прочность и герметичность

7 Требования безопасности при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков

7.1 Промышленная безопасность и охрана труда

7.2 Пожарная безопасность

7.3 Охрана окружающей среды

Библиография

ПРИЛОЖЕНИЕ А (рекомендуемое) А. Резервуары и резервуарные парки

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное) Б. Техническая документация на резервуары

ПРИЛОЖЕНИЕ Б.3 (обязательное) Форма Б.1 АКТ на приемку основания и фундаментов

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.2 Сертификат качества на конструкции резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.3 АКТ приемки металлоконструкций резервуара в монтаж

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.4 АКТ завершения монтажа (сборки) конструкций

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.5 ЖУРНАЛ пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении резервуара №

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.6 АКТ контроля качества смонтированных конструкций резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) АКТ готовности резервуара к проведению гидравлических испытаний

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.8 АКТ гидравлического испытания резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.9 АКТ нивелирования окрайки днища стального вертикального резервуара емкостью м3

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.10 АКТ нивелирования днища стального вертикального резервуара емкостью м3

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.11 ПАСПОРТ стального вертикального цилиндрического резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.12 АКТ № готовности резервуара № к зачистным работам

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.13 АКТ на выполненную зачистку резервуара №

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.14 АКТ готовности резервуара к огневым работам

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.15 Наряд- допуск на проведение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.16 АКТ приемки на законченные работы по капитальному ремонту (реконструкции) резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) АКТ приемки законченного строительством (капитальным ремонтом, реконструкцией) объекта приемочной комиссией

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.18 Типовая форма технологической карты эксплуатации резервуаров

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.19 Журнал учета образования и движения отходов

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.20 АКТ контроля подготовки поверхности резервуара перед нанесением защитных лакокрасочных покрытий

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.21 АКТ контроля выполнения работы по нанесению грунтовки на внутреннюю поверхность резервуара №

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.22 АКТ контроля выполнения работы по нанесению защитной эмали на внутреннюю поверхность резервуара №

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.23 АКТ* приемки - сдачи выполненных работ по противокоррозионной защите внутренней поверхности резервуара №

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.24 АКТ проверки состояния и защитных свойств пленки покрытия после эксплуатации на внутренней поверхности резервуара

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.25 АКТ измерений степени наклона резервуара

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.26 АКТ по результатам комплексного опробования в эксплуатационном режиме законченного капитальным ремонтом (реконструкцией) резервуара

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.27 Журнал текущего обслуживания резервуара

Приложение Б.3 (обязательное, рекомендуемое) Форма Б.28

Приложение Б.3 Форма Б.29 ЖУРНАЛ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ПРОЯВЛЕНИЙ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.30 ЖУРНАЛ РЕЗУЛЬТАТОВ РЕВИЗИЙ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ, ПРОВЕРОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

ПРИЛОЖЕНИЕ В (рекомендуемое) Карты технического обслуживания резервуаров

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (справочное) Справочные материалы

ПРИЛОЖЕНИЕ Д (рекомендуемое) Технология зачистки вертикальных стальных резервуаров

ПРИЛОЖЕНИЕ Е (рекомендуемое) ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОПИСЬ Памятка бригадиру по производству противокоррозионных работ на внутренней поверхности стальных резервуаров на предприятиях ОАО АК «Транснефтепродукт»

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж (справочное) Установки для нанесения противокоррозионных покрытий. Приборы и инструменты контроля противокоррозионных покрытий

ПРИЛОЖЕНИЕ И (справочное) Дефекты покрытия и способы их устранения

ПРИЛОЖЕНИЕ К (справочное) Карты рекомендуемых методов ремонта дефектов стальных цилиндрических вертикальных резервуаров

ПРИЛОЖЕНИЕ Л (рекомендуемое) Рекомендации по противокоррозионной защите внутренних поверхностей стальных резервуаров на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И РЕМОНТА СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

Дата введения

Часть I. Правила технической эксплуатации резервуаров

1 Общие положения

1.1 Область применения

1.1.1 Действие настоящего стандарта «Правила технической эксплуатации, диагностирования и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт» (далее Правила) распространяется на дочерние и зависимые общества ОАО «АК «Транснефтепродукт». Правила устанавливают:

- нормы и общие технические требования по эксплуатации, техническому обслуживанию, диагностированию и капитальному ремонту резервуаров перекачивающих станций магистральных нефтепродуктопроводов;

- меры по обеспечению безопасной эксплуатации резервуаров, охраны труда при эксплуатации резервуаров;

- порядок оформления эксплуатационной документации на резервуары.

Требования настоящего Стандарта обязательны для дочерних организаций ОАО «АК Транснефтепродукт» и подрядных организаций, проводящих работы по зачистке, техническому диагностированию, капитальному ремонту и реконструкции резервуаров (далее ремонт).

1.1.2 Положения Правил распространяются на все эксплуатируемые, строящиеся и реконструируемые вертикальные стальные резервуары (типа РВС или РВСП) для нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров при температуре плюс 20 °С не выше 93,1 кПа (700 мм. рт. ст.) объемом от 100 до 20000 м3, имеющиеся на объектах магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт».

1.1.3 Положения Правил не распространяются на резервуары высокого давления, изотермические резервуары для других жидких продуктов, резервуары для хранения агрессивных химических продуктов и продуктов с подогревом.

1.1.4 Правила разработаны в соответствии с Федеральными законами «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.2002 г. [1], «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.1997 г. [2], Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства РФ от 30 июля 2004 г. № 401 [3], Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, и другими нормативно-техническими документами.

1.1.5 Терминология, употребляемая в технологических и эксплуатационных документах резервуаров, составляемых на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт», должна соответствовать терминологии настоящих Правил.

1.1.6 Контроль и ответственность за выполнение настоящих Правил возлагаются на руководителей ОАО МНПП, их филиалов (ПО), структурных подразделений (ПС, НС).

1.2 Нормативные ссылки

В настоящих Правилах использованны следующие нормативные ссылки:

ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ 9.014-78 ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации

ГОСТ 9.401-91 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов

ГОСТ 9.402-80 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием

ГОСТ 9.407-84* ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида

ГОСТ 9.409-88 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию нефтепродуктов

ГОСТ 9.907-83 ЕСЗКС. Металлы, сплавы, покрытия металлические. Методы удаления продуктов коррозии после коррозионных испытаний

ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.018-93 ССБТ Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.044-80 ССБТ. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.003-86 ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.005-75 ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.008-75 ССБТ. Производство покрытий металлических и неметаллических неорганических. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.009-76* ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.010-82 ССБТ. Тара производственная. Требования безопасности при эксплуатации

ГОСТ 12.3.016-87 ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требования безопасности.

ГОСТ 12.3.019-80 ССБТ. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.4.009-83 ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация

ГОСТ Р 12.4.013-97 ССТБ. Очки защитные. Общие технические условия

ГОСТ 12.4.021-75 ССБТ. Системы вентиляционные. Общие требования

ГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 12.4.034-01 ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 12.4.045-87 Костюмы мужские для защиты от повышенных температур

ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия

ГОСТ 12.4.087-84 ССБТ. Строительство. Каски строительные. Технические условия

ГОСТ 12.4.124-83 ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 2601-84 Сварка металлов. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 4765-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности пленки при ударе

ГОСТ 5233-89 Материалы лакокрасочные. Метод определения твердости покрытия по маятниковому прибору

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5520-79 Прокат листовой из углеродистой низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением

ГОСТ 6806-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения эластичности пленки при изгибе

ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 7566-94 Металлопродукция. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 8420-74 Материалы лакокрасочные. Методы определения условной вязкости

ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 9070-75 Вискозиметры для определения условной вязкости лакокрасочных материалов. Технические условия

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

ГОСТ 9980.1-86 Материалы лакокрасочные. Правила приемки

ГОСТ 10585-99 Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия

ГОСТ 11955-82 Битумы нефтяные дорожные жидкие. Технические условия

ГОСТ 12997-84 Изделия ГСП. Общие технические условия

ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 14637-89 Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия

ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 14792-80 Детали и заготовки, вырезаемые кислородной и плазменно-дуговой резкой. Точность, качество поверхности реза

ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения, транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 18299-72 Материалы лакокрасочные. Метод определения предела прочности при растяжении, относительного удлинения при разрыве и модуля упругости

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 19007-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения времени и степени высыхания

ГОСТ 19281-89 Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 22782.0-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.5-78 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.6-81 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Взрывозащищенная оболочка». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.7-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 7. Защита вида е

ГОСТ 23055-78 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров

ГОСТ 26251-84 Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

ГОСТ 26887-86 Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условия

ГОСТ 27321-87 Леса стоечные приставные для строительно-монтажных работ. Технические условия

ГОСТ 27372-87 Люльки для строительно-монтажных работ. Технические условия.

ГОСТ 27772-88 Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытания

ГОСТ В 28569-90 Средства хранения и транспортирования светлых нефтепродуктов

ГОСТ 30662-99 Преобразователи ржавчины. Методы испытаний защитных свойств лакокрасочных покрытий

ГОСТ Р 50849-96 Пояса предохранительные строительные. Общие технические условия. Методы испытаний

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах АРI ареометром

ГОСТ Р 51105-97 Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия

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

ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 51694-2000 Материалы лакокрасочные. Определение толщины покрытия

ISO 2409:1992 Лаки и краски. Испытание методом решетчатого надреза

ISO 2808:1997 Лаки и краски. Определение толщины пленки

ISO 2812-1:1993 Лаки и краски. Определение устойчивости к воздействию жидкостей. Часть 1. Общие методы

ISO 3248:1975 Лаки и краски. Метод определения теплового воздействия

ISO 4624:1978 Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва

ISO 6270:1980 Лаки и краски. Определение влагостойкости системы (непрерывная конденсация)

ISO 8501-1:1994 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных покрытий. Визуальная оценка чистоты поверхности. Информационное дополнение к части 1. Фотографии типичных примеров внешних изменений, происходящих в стали в результате струйной очистки с помощью различных абразивных материалов

ISO 8501-2:1994 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных материалов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 2. Степень подготовки стальных поверхностей с предварительным покрытием после его удаления на отдельных участках

ISO 8502-3:1992 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности. Часть 3. Оценка запыленности стальных поверхностей, подготовленных для нанесения краски (метод липкой ленты)

ISO 9712:1992 Методы неразрушающего контроля. Аттестация персонала и выдача свидетельства

ISO 11507:1997 Лаки и краски. Воздействие искусственных атмосферных условий на покрытия. Воздействие флуоресцентного ультрафиолетового излучения и воды.

1.3 Определения

В первой части документа «Правила технической эксплуатации, диагностирования и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт» применены следующие определения:

1.3.1 резервуар: Инженерная конструкция, предназначенная для хранения, приема, отпуска и учета нефтепродуктов.

1.3.2 резервуарный парк: Группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами - при подземных (заглубленных в грунт или полузаглубленных) резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

1.3.3 система эксплуатации резервуаров и резервуарных парков: Включает эксплуатацию резервуаров, их техническое обслуживание, диагностирование, текущий и капитальный ремонты.

1.3.4 техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков: Комплекс операций по поддержанию работоспособности резервуаров и резервуарных парков без проведения ремонтных работ.

1.3.5 авария в резервуарном парке: Внезапный вылив или истечение нефтепродукта в результате полного разрушения или частичного повреждения резервуара, его элементов, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

- травматизмом со смертельным исходом или с потерей трудоспособности пострадавших;

- воспламенением нефтепродукта или взрывом его паров;

- загрязнением любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

- объем утечки нефтепродукта составляет более 10 м3;

1.3.6 аварийная утечка в резервуаре: Истечение нефтепродукта объемом менее 10 м3 на территории резервуарного парка без признаков событий, указанных в п. 1.3.5, и требующее проведения ремонтных работ и других природоохранных мероприятий.

1.3.7 опасные условия эксплуатации: Обстоятельства, выявленные при эксплуатации резервуарного парка или при проведении обследований резервуаров и их оборудования, которые позволяют сделать объективный вывод о возможности возникновения аварий или аварийной утечки.

1.3.8 магистральный трубопровод - совокупность производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта и местных распределительных трубопроводов, предназначенная для транспортировки товарного продукта от мест приемки от производителя до мест сдачи потребителям или перевалки на другой вид транспорта.

1.3.9 схемы перекачки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу:

«через резервуары» - при которой нефтепродукт принимается поочередно в один или группу резервуаров перекачивающей станции, а перекачка на следующую станцию осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров и наоборот;

«с подключенными резервуарами» - при которой резервуары служат для компенсации неравномерности поступления нефтепродукта и откачки на последующую станцию;

1.3.10 противокоррозионная защита: Процессы и средства, применяемые для уменьшения или прекращения коррозии металла.

1.3.11 лакокрасочные материалы (ЛКМ) - материалы на основе синтетических смол, предназначенных для антикоррозионной защиты стальных поверхностей.

1.3.12 топливостойкость покрытия: Свойства пленки покрытия не изменять свои физико-химические показатели в процессе контакта с углеводородными топливами на внутренних поверхностях резервуаров, а также не оказывать отрицательного влияния на качество хранимого топлива.

1.3.13 подготовка металлической поверхности для противокоррозионной защиты (ПКЗ) - процесс очистки металла от продуктов коррозии, грязи, жировых загрязнений, старого покрытия.

1.3.14 молниезащита: Комплекс мероприятий и устройств для обеспечения безопасности людей, предохранения зданий, сооружений, оборудования и материалов от взрывов, пожаров, разрушений при воздействии молнии.

1.3.15 электростатическая искроопасность: Состояние объекта защиты, при котором имеется возможность возникновения в объекте или на его поверхности разрядов статического электричества, способных привести к воспламенению.

1.3.16 исполнительная документация: Комплект рабочих чертежей и текстовой документации на строительство (реконструкцию, ремонт) объекта, разработанный проектными и монтажными организациями, полностью соответствующих сдаваемому объекту с внесенными в них изменениями в процессе выполнения работ.

1.3.17 зачистка: Комплекс технологических операций по удалению из резервуара твердых, жидких и газообразных горючих вредных веществ.

1.3.18 дегазация: Снижение концентрации паров углеводородов или вредных примесей до безопасных значений.

1.3.19 предельно-допустимая пожарная нагрузка (ПДПН): Пожарная нагрузка, г/м2, соответствующая максимально допустимой толщине пленки горючего вещества, которая не способна к воспламенению при воздействии источника зажигания.

1.3.20 нижний (НКПР) и верхний (ВКПР) концентрационные пределы распространения пламени (воспламенения): Минимальное и максимальное содержание горючего в смеси «горючее вещество-окисляемая среда», при которой возможно распространение пламени на любое расстояние от источника зажигания.

1.3.21 нижний НТПР (верхний ВТПР) температурный предел распространения пламени (воспламенения): Минимальная (максимальная) температура вещества, при которой его насыщенные пары образуют в конкретной окислительной среде концентрации, равные соответственно нижнему (верхнему) концентрационным пределам распространения пламени.

1.3.22 автоматическая установка охлаждения резервуара (АУО): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающий при обнаружении пожара автоматическую подачу воды для охлаждения резервуаров, находящихся в непосредственной близости от горящего резервуара.

1.3.23 автоматическая установка тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении возгорания автоматическую подачу в горящий резервуар пены низкой кратности.

1.3.24 автоматиче ская установка пожарной защиты резервуара (АУПЗ): Комплекс автоматических установок тушения пожара нефтепродукта в резервуаре и охлаждения соседних резервуаров.

1.3.25 автоматическая установка комбинированного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУКТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении пожара автоматическую подачу пены низкой кратности в верхний уровень резервуара на поверхность нефтепродукта (на внутреннюю стенку резервуара или в зону кольцевого уплотнения понтона) или (и) в нижний уровень резервуара непосредственно в нефтепродукт.

1.3.26 автоматическая установка подслойного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУПТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении пожара автоматическую подачу пены низкой кратности в нижний уровень резервуара непосредственно в нефтепродукт.

1.3.27 система автоматической пожарной защиты резервуарного парка (САПЗ): Комплекс автоматической пожарной сигнализации и автоматических установок пожарной защиты резервуаров, расположенных в резервуарном парке.

1.3.28 стационарная установка охлаждения резервуара (СУО): Комплекс стационарных технических устройств, предназначенных для подачи воды для охлаждения резервуара.

1.3.29 проект организации строительства (ПОС) - документ, определяющий порядок и последовательность проведения строительно-монтажных работ с минимальными затратами и в установленные сроки.

1.3.30 проект производства работы (Проект ПР) - основной технический документ, разрабатываемый на строительство (реконструкцию, капитальный ремонт) сооружения или конструкции в целом, или отдельных частей, на выполнение отдельных технически сложных строительных, монтажных, специальных работ, а также работ подготовительного периода.

1.3.31 стационарная установка тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (СУТ): Комплекс стационарных технических устройств, предназначенных для подачи пены низкой кратности для тушения пожара нефтепродукта в резервуаре.

Во второй части настоящих Правил, в Инструкции по ремонту резервуаров, применены следующие термины с соответствующими определениями:

1.3.32 мониторинг: Контроль технического состояния резервуара, выполняемый во время его эксплуатации службами эксплуатирующей и подрядными организациями.

1.3.33 техническое диагностирование(обследование): Комплекс мероприятий по определению технического состояния резервуара и установлению срока его безопасной эксплуатации до проведения следующей технической диагностики или капитального ремонта.

1.3.34 частичное техническое диагностирование (обследование) резервуара: Техническая диагностика резервуара с наружной стороны, проводящаяся без выведения его из эксплуатации.

1.3.35 полное техническое диагностирование резервуара: Техническая диагностика резервуара, требующая выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

1.3.36 дефект: Отклонение параметров (характеристик) конструкций резервуара или его элемента от требований нормативно-технической документации.

1.3.37 расчетный срок службы: Срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах, установленных по результатам технической диагностики, от момента его технической диагностики до проведения следующей технической диагностики или ремонта.

1.3.38 ресурс: Срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от сдачи в эксплуатацию до перехода в предельное состояние.

1.3.39 предельное состояние резервуара: Состояние резервуара, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима в связи с высокой вероятностью возникновения аварии.

1.3.40 текущий ремонт резервуаров: Комплексные мероприятия и работы по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защите конструкций и устранению мелких дефектов.

1.3.41 средний ремонт: Выполнение ремонтных операций в локальных зонах. Средний ремонт в зависимости от объема работ и общего состояния резервуара может выполняться в рамках программы капитального или, в отдельных случаях, программы - текущего ремонта.

1.3.42 капитальный ремонт резервуара: Комплекс мероприятий по восстановлению технико-эксплуатационных характеристик с заменой или восстановлением элементов конструкций резервуара и оборудования, с выводом резервуара из эксплуатации и зачисткой.

1.3.43 реконструкция: Комплекс строительных работ и организационно-технических мероприятий, связанных с повышением технико-эксплуатационных показателей резервуара.

1.3.44 конструкция резервуара: Основные элементы резервуара (основание, фундамент, днище, стенка, крыша, понтон и т.п.)

1.3.45 элемент конструкции резервуара: Листы днища, стенки, кровли резервуара, усиливающие накладки, патрубки, люки, стойки, элементы несущей конструкции, оборудование и т.п.

1.3.46 дефектный участок элемента конструкции резервуара: Дефектный участок листа окраек, центральной части днища, стенки, настила кровли или элемента несущих конструкций кровли резервуара, патрубков и т.п.

1.3.47 выборочный ремонт: Ремонт отдельных элементов конструкций резервуара с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке.

1.3.48 замена элементов и конструкций резервуара: Частичная или полная замена днища, окраек днища, поясов стенки, кровли, центральной части понтона и т.п.

1.3.49 заварка: Метод ремонта, заключающийся в восстановлении толщины элемента конструкции резервуара в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.

1.3.50 шлифовка: Метод ремонта, заключающийся в снятии в зоне дефекта слоя металла путем шлифования для устранения концентрации напряжений.

1.3.51 равномерная коррозия: Сплошная коррозия, охватывающая всю поверхность металла.

1.3.52 местная коррозия: Сплошная коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности.

1.3.53 язвенная, точечная или пятнистая коррозия: Коррозия в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений, в том числе сквозных.

1.3.54 непровар: Отсутствие сплавления между свариваемыми элементами, металлом шва и основным металлом, между отдельными слоями шва.

1.3.55 подрез: Местное уменьшение толщины основного металла у границы шва.

1.3.56 прожоги: Дефекты в сварном шве, образованные в результате сквозного проплавления свариваемого металла и вытекание через это отверстие металла сварочной ванны.

1.3.57 шлаковые включения: Дефекты в виде вкрапливания шлака на поверхности сварного соединения.

1.3.58 наплывы: Натекание металла на поверхность основного металла без сплавления с ним.

1.3.59 поры: Дефект сварного шва в виде полости округлой формы, заполненной газом.

1.3.60 хлопун (вмятина): Локальная деформация поверхности конструкций резервуара.

1.3.61 пирофорные соединения: Соединения, которые самовозгораются вступая в контакт с кислородом.

1.4 Обозначения и сокращения

Принятые обозначения и сокращения:

ОАО - открытое акционерное общество;

МНПП - магистральный нефтепродуктопровод;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

РВСП - резервуар вертикальный стальной с понтоном;

СО - стандарт отрасли;

Филиалы ОАО:

ДАО - дочернее акционерное общество;

ПО - производственное отделение;

Подразделения ОАО:

ГПС - головная перекачивающая станция;

ЛПДС - линейная производственно - диспетчерская станция;

ПС, ППС - промежуточная перекачивающая станция;

НС - наливная станция;

АСУ ТП - автоматическая система управления технологическим процессом;

ГУГПС - Главное управление Государственной противопожарной службы;

КР - капитальный ремонт;

КМ - комплект монтажной документации (конструкции металлические);

КМД - рабочие (деталировочные) чертежи комплекта монтажной документации;

ЛКМ - лакокрасочные материалы;

МПД - магнитопорошковая дефектоскопия;

МЧС РФ - Министерство по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям России;

ПБ - пожарная безопасность;

ПДВК - предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

ПИР - проектно изыскательские работы;

ПОС - проект организации строительства;

ПРП - приемо-раздаточный патрубок;

ПРУ - приемо-раздаточное устройство;

ПКЗ - противокоррозионная защита;

ПТЭ - правила технической эксплуатации;

РП - резервуарный парк;

СДЗ - станция дренажной защиты;

СИЗ - средства индивидуальной защиты;

СИЗОД - средства индивидуальной защиты органов дыхания;

СКЗ - станция катодной защиты;

ТОР - техническое обслуживание и ремонт;

ТР - текущий ремонт;

ТТС - товаротранспортная служба;

УЗК - ультразвуковой контроль;

ЦД - цветная дефектоскопия;

ЦДП - центральный диспетчерский пункт;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

1.5 Технические требования к резервуарам и резервуарным паркам

Общие технические требования к резервуарам, резервуарному оборудованию, территории резервуарного парка, системам защиты резервуаров, в том числе молниезащиты, защиты от статического электричества, защиты от коррозии представлены в Приложении А.

В Приложении Г представлены справочные материалы по характеристикам резервуаров и резервуарному оборудованию, характеристики пожаро - взрывоопасных свойств нефтепродукта, параметры стационарных установок подслойного и комбинированного пожаротушения, рекомендуемые топливостойкие покрытия, требования к антикоррозионным покрытиям.

2 Приемка резервуаров в эксплуатацию после строительства реконструкции и капитального ремонта

2.1 Технический надзор при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте резервуаров

2.1.1 Требования к порядку проведения, процедурам и организации технического надзора на опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов дочерних и зависимых обществ Компании (ОАО) за соблюдением проектных решений и обеспечению требуемого качества строительно-монтажных работ при строительстве и капитальном ремонте (реконструкции) резервуаров определяет СО 01-06-АКТНП-001-2005 [4].

2.1.2 Технический надзор за качеством строительно-монтажных работ производится обученными специалистами с применением инструментального контроля на протяжении всего периода строительно-монтажных работ.

2.1.3 Наряду с техническим надзором Заказчика на всех этапах строительно-монтажных работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов предусматривается:

- производственный контроль Подрядчика;

- авторский надзор Проектанта;

- контроль со стороны государственных органов надзора.

2.1.4 Технический надзор осуществляет контроль за соблюдением требований нормативных документов, проектных решений и качества капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта резервуаров и включает следующие направления деятельности:

- анализ проектной документации, проектных решений;

- проверка на соответствие нормам, правилам, проектным решениям документации на оборудование и материалы, а также документального подтверждения качества материалов оборудования заводом-изготовителем;

- надзор за проведением входного контроля качества материалов, изделий, оборудования, поступающих для капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта, и обеспечением требуемых условий хранения;

- проверка готовности строительно-монтажных организаций к выполнению работ по реализации проекта;

- проверка соответствия процесса производства работ, качество работ и выявление отклонений от проекта, нормативных документов;

- осуществление приемки скрытых работ с оформлением соответствующей документации и разрешений (СНиП 3.01.03-84 [5], СНиП 3.02.01-87 [6]);

- проведение в рамках технического надзора сплошного или выборочного контроля качества работ подрядчика с использованием инструментальных и физических методов контроля;

- проведение испытаний материалов, используемых при капитальном строительстве, реконструкции и капитальном ремонте на соответствие техническим условиям, спецификациям, сертификатам изготовления;

- взаимодействие с разработчиком проекта, при необходимости внесение изменений в проект и согласование вносимых изменений с проектной организацией.

При производстве работ запрещается применение материалов конструкций, арматуры, оборудования, устройств и изделий, не имеющих паспортов, технических условий на изготовление, разрешений на изготовление и применение, не имеющих сертификатов соответствия, и сертификатов пожарной безопасности (на пожарно-техническое оборудование) в соответствии с требованиями нормативных документов.

2.1.5 Орган технического надзора несет ответственность:

- за проверку и подтверждение соответствия требованиям нормативной и проектной документации качества материалов, строительных конструкций, оборудования, монтажных узлов, поступающих на место производства строительно-монтажных работ (кроме проверки соответствия сертификационных параметров);

- за проверку и подтверждение готовности Подрядчика к реализации целей проекта (наличие лицензий, оснащенность квалифицированным персоналом, оснащенность техникой, соответствие производственной испытательной лаборатории (ПИЛ) установленным требованиям, укомплектованность участков строительно-монтажных работ проектной и другой нормативно-технической документацией);

- за несвоевременную остановку производства работ при обнаружении брака строительно-монтажных работ, применение материалов и оборудования не прошедших входной контроль, несоответствие производства проекту, действующей нормативно-технической документации;

- за непрерывный пооперационный надзор на объектах МНПП за качеством строительно-монтажных работ в процессе их производства на соответствие требованиям нормативных документов и проектной документации;

- за своевременное информирование Заказчика о качестве выполняемых работ;

- за проверку результатов работы ПИЛ Подрядчик с осуществлением дублирующего (в установленном порядке) инструментального контроля физическими методами;

- за приемку скрытых работ и контроль своевременного и правильного оформления исполнительной документации;

- за выдачу Подрядчику Предписаний на устранение выявленных несоответствий требованиям нормативных документов и проектной документации и последующий контроль устранения выявленных несоответствий;

- за подтверждение объемов и качества выполнения Подрядчиком работ, их соответствие требованиям нормативных и проектных документов;

- за обоснованность своего решения о прекращении или приостановке, по любым причинам, технического надзора за качеством строительно-монтажных работ и своевременное информирование об этом Заказчика;

- за обязательное представление информации территориальным органам Ростехнадзора по указанию Заказчика обо всех отклонениях проектной документации, допущенных на любом этапе строительно-монтажных работ на объектах МНПП.

Для реализации сложных проектов Заказчик вправе привлекать к проведению технического надзора несколько организаций с различными технологическими специализациями за качеством строительно-монтажных работ. При необходимости Заказчик организует в местах проведения работ специализированные участки технического надзора.

2.1.6 Приемку резервуара после завершения строительства (реконструкции) осуществляет приемочная комиссия, в состав которой входят представители заказчика, генерального подрядчика, субподрядных организаций, генерального проектировщика, органов государственного санэпиднадзора, органов Государственной противопожарной службы МЧС РФ, Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России, и других заинтересованных организаций в соответствии с их полномочиями.

В состав приемочной комиссии по приемке резервуара после ремонта входят представители ОАО, генерального подрядчика и субподрядчиков.

2.1.7 После комплексного опробования работы резервуара в технологическом режиме ПС (НС) службой эксплуатации составляется акт комплексного опробования. Приемочной комиссией после комплексного опробования в течение трех дней подписывается акт о приемке объекта в эксплуатацию.

Формы приемо-сдаточной документации представлены в Приложении Б.3.

2.2 Подготовка резервуара к гидроиспытаниям и сдача его в эксплуатацию

2.2.1 Оценка качества работ проводится визуально на соответствие выполненных работ проекту на строительство, реконструкцию или капитальный ремонт и по результатам испытаний резервуара.

2.2.2 Резервуар должен подвергаться следующим видам испытаний:

- испытание на прочность стенки и основания;

- испытание на герметичность стенки, кровли и днища;

- испытание на герметичность понтона.

2.2.3 До начала испытаний резервуара Исполнитель должен предъявить Заказчику всю техническую документацию на резервуар и документы, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов: сертификаты на примененные материалы; акты приемки металлоконструкций в монтаж; акты об освидетельствовании скрытых работ и промежуточной приемки отдельных ответственных конструкций; журналы производства работ; материалы обследования и проверок в процессе выполнения работ надзорными органами; журнал пооперационного контроля; акты контроля качества смонтированных конструкций; журнал авторского надзора с приложением технических решений, оформленных в установленном порядке; результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара (заключение на контроль УЗК или другими методами физического контроля сварных швов конструкций днища, стенки, уторного шва стенки с окрайками днища, коробов понтона, приемо-раздаточных патрубков и т.п.); акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; другая исполнительная документация в соответствии с действующими нормативными документами (Приложение Б, таблица Б.1).

2.2.4 Для резервуаров, покрытых с внутренней стороны защитным антикоррозионным покрытием, должны быть представлены технические характеристики нанесенного материала покрытия, карта-схема покрытия и результаты испытаний на адгезию. Антикоррозионная защита должна соответствовать СНиП 2.03.11-85 [8].

Работы по антикоррозионной защите резервуара проводятся после проведения гидроиспытаний.

2.2.5 Испытания конструкций резервуара должны быть проведены в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 [11] ,СНиП 3.03.01-87 [9] и ВСН 311-89 [10].

Гидроиспытание резервуаров проводят после окончания всех работ по монтажу и контролю перед присоединением к резервуару технологических трубоповодов и после завершения работ по обвалованию.

2.2.6 При подготовке резервуара к испытанию проверяются его геометрическая форма и размеры, а также положение в плане и по высоте всех конструктивных элементов резервуара, выполняется нивелирование днища РВС с построением плана днища в горизонталях с целью определения соответствия уклона днища проектному и выявления деформируемых участков (хлопунов и вмятин).

2.2.7 Перед испытанием резервуара с понтоном в положении понтона на опорных стойках или кронштейнах проводят следующие замеры:

а) фактическое значение периметра понтона;

б) отклонения от вертикали направляющих, стоек понтона;

в) отклонений от вертикали наружной стенки коробов (бортика) понтона.

2.2.8 Подготовка резервуара к испытанию завершается комиссионной проверкой его внутреннего пространства, закрытием люков и составлением акта готовности резервуара к гидравлическим испытаниям (Приложение Б.3, форма Б.7).

2.2.9 Гидравлическое испытание проводится для окончательной проверки прочности конструкций основания, корпуса, днища резервуара и их возможных деформаций, работоспособности системы резервуар - технологическая обвязка с компенсирующими устройствами, а также с целью консолидации (уплотнения) грунтов естественного и искусственного оснований в период производства испытательных работ.

Гидравлические испытания резервуара должны проводиться в соответствии с индивидуальной программой испытаний, разработанной проектной организацией, Подрядчиком и согласованной с Заказчиком, для каждого конкретного резервуара.

2.2.10 До начала испытаний совместным приказом подрядчика и заказчика, с привлечением при необходимости специалистов других организаций, создается комиссия по проведению испытаний, назначается руководитель испытаний, определяются порядок проведения испытаний и меры безопасности.

На время испытания должны быть установлены предупредительные знаки, обозначающие границу опасной зоны на расстоянии от центра резервуара не менее двух диаметров резервуара. В опасной зоне нахождение людей, не связанных с испытаниями, не допускается.

2.2.11 Гидравлическое испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5 °С (без подогрева и утепления) наливом воды до проектного или до максимально допустимого уровня, определенного программой испытаний и выдержкой под нагрузкой не менее 24 часов для резервуаров объемом до 20000 м3включительно. При испытаниях резервуаров при температуре ниже плюс 5 °С в программе испытаний, должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций резервуара, соблюдая меры безопасности, определенные программой испытаний.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня в случаях:

- при обнаружении дефекта в 1 поясе полностью;

- при обнаружении дефекта во 2-6 поясах на 1 пояс ниже расположения дефекта;

- при обнаружении дефекта в 7 поясе и выше до 5 пояса.

2.2.12 Резервуары со стационарной крышей без понтона должны быть испытаны также на герметичность созданием внутреннего избыточного давления и вакуума.

Испытания на внутреннее избыточное давление и вакуум обычно проводят в процессе гидравлического испытания. Избыточное давление принимается на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте производства работ нет других указаний. Продолжительность нагрузки - 30 минут. Давление в газовом пространстве создается либо заполнением резервуара водой до уровня не менее 1 м при закрытых люках и штуцерах, либо нагнетанием сжатого воздуха.

Герметичность сварных соединений кровли проверяют путем нанесения мыльного или другого индикаторного раствора.

Контроль давления и вакуума осуществляют U- образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.

2.2.13 Резервуар считается выдержавшим испытания, если в течение испытуемого времени не появляются течи на поверхности стенки и по краям днища, уровень воды не снижается, падение давления не наблюдается. После окончания гидравлических испытаний в залитом до проектной отметки водой резервуаре производят замеры отклонений образующих от вертикали, замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента), замеры отклонений понтона, плавающей крыши. Предельные отклонения не должны превышать значений, соответствующих требованиям СНиП 3.03.01-87 [9], ПБ 03-605-03 [11] (см. таблицу 4.2 настоящих Правил).

Мелкие дефекты (отпотины) в стенке, обнаруженные при испытании, подлежат устранению после опорожнения резервуара. В этих местах производятся необходимый ремонт с последующим вакуумконтролем.

Результаты испытаний оформляются актом.

2.2.14 Гидравлические испытания резервуара с понтоном проводят без уплотняющих затворов по периметру понтона и вокруг направляющих.

В процессе испытания резервуара с понтоном следует убедиться, что понтон свободно ходит на всю высоту и, что он герметичен. Появление влажного пятна на поверхности понтона должно рассматриваться как признак негерметичности.

Резервуар считается выдержавшим испытание, если в процессе испытания на поверхности стенки или по краям днища не появится течь, и уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки, а понтон плавно движется и его погружение не превышает 10 % проектного.

По мере подъема и опускания понтона, в процессе гидравлического испытания производят:

- осмотр внутренней поверхности стенки резервуара для выявления и последующей зачистки брызг наплавленного металла, заусенцев и других острых выступов, препятствующих работе уплотняющего затвора;

- измерение зазора между бортиком или коробом понтона и стенкой резервуара, которые должны удовлетворять требованиям конструкции уплотняющего затвора, и измерение зазоров между направляющими трубами и конструкциями в понтоне;

- нивелировку образующих стенки.

Работы, связанные с осмотром внутренней поверхности резервуара, необходимо проводить при нахождении понтона в устойчивом положении.

2.2.15 Для обеспечения аварийного слива воды во время гидравлического испытания, в случае образования течи в днище или стенке резервуара, узел оперативного переключения задвижек системы трубопроводов для заполнения и опорожнения резервуара водой следует располагать за пределами обвалования.

2.2.16 В процессе гидравлического испытания генподрядной организации необходимо выполнять геодезический контроль за осадкой основания и фундамента, деформацией отдельных конструктивных элементов резервуара.

Геодезическому контролю подлежат:

- окрайка днища;

- фундаментное кольцо в точках, прилегающих к контролируемым точкам окраек днища;

- днище резервуара после его опорожнения;

- фундаменты опорных конструкций запорной арматуры приемо-раздаточных технологических трубопроводов;

- фундамент шахтной лестницы;

- трубопроводы системы пожаротушения (кроме вертикальных участков).

Периодичность контрольных съемок деформаций окрайки днища, фундаментного кольца и фундаментов опорных конструкций запорной арматуры - не реже 1 раза в сутки, а остальных элементов - до заполнения водой и после слива воды из резервуара.

Точки нивелирования окраек днища и фундаментного кольца рекомендуется совмещать с вертикальными швами первого пояса стенки резервуара.

2.3 Градуировка резервуаров, коррекция днища

2.3.1 Для каждого резервуара, используемого в системе магистрального транспорта нефтепродуктов, должна быть определена его вместимость и составлена градуировочная таблица.

Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров определяют согласно МИ 1823-87 [12], ГОСТ 8.570. Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для всех типов вертикальных резервуаров должен быть не более 5 лет.

2.3.2 Основанием для проведения работ по поверке, то есть измерениям вместимости и градуировке резервуаров, является ввод в эксплуатацию после строительства, реконструкции и капитального ремонта, который мог повлиять на его вместимость, а также истечение срока действия градуировочных таблиц - межповерочного интервала.

2.3.3 Перед выполнением поверки резервуара объемным методом и измерений элементов внутри резервуара при геометрическом методе резервуар должен быть полностью опорожнен и зачищен от остатков нефтепродукта.

2.3.4 Результаты поверки резервуара оформляют свидетельством о поверке по форме, установленной государственной метрологической службы.

2.3.5 К свидетельству о поверке прилагают:

- градуировочную таблицу;

- протокол поверки;

- эскиз резервуара;

- журнал обработки результатов измерений при поверке;

- акт измерения базовой высоты (прикладывается к градуировочной таблице ежегодно).

2.3.6 Протокол поверки, титульный лист и последняя страница градуировочной таблицы подписывают поверители. Подписи поверителей заверяют оттисками поверительного клейма, печати (штампа).

2.3.7 Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для оперативного учета нефтепродуктов, утверждает главный инженер ОАО. Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для учетных (коммерческих) операций, утверждает руководитель организации национальной (государственной) метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы.

2.3.8 При внесении в резервуары конструктивных изменений, изменении номенклатуры его внутреннего оборудования, габаритов или места установки, влияющих на его вместимость, необходимо оформить изменения к градуировочной таблице в установленном порядке.

2.3.9 Объемы внутренних деталей, находящихся в резервуаре, и опор понтона определяют по данным технической документации или по данным измерений геометрических параметров внутренних деталей с указанием их расположения по высоте от днища резервуара.

2.3.10 Для определения объема неровностей днища резервуара проводят измерения геодезических отметок днища в установленном порядке в соответствии с требованиямиГОСТ 8.570.

2.3.11 Корректировка объема резервуара из-за неровностей днища осуществляется поправочным коэффициентом ежегодно.

2.3.12 Для резервуаров вместимостью менее 2000 м3 неровностью днища пренебрегают, за исходный уровень в этом случае принимают плоскость днища.

2.3.13 Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота - расстояние по вертикали от днища (базового столика) до верхнего края замерного люка в постоянной точке измерения. Базовую высоту резервуара следует измерять ежегодно в летнее время, а также после ремонта и зачистки. Результаты измерений должны быть оформлены актом, который прилагается к градуировочной таблице. Значение базовой высоты в (мм) наносится несмываемой краской вблизи замерного люка.

2.4 Проектная и эксплуатационно-техническая документация на вводимые в эксплуатацию резервуары

2.4.1 Комплект технической документации на стальные вертикальные резервуары должен включать:

- проектно-сметную документацию на изготовление и монтаж резервуара;

- эксплуатационную документацию;

- документацию, оформляемую при капитальном ремонте (реконструкции) резервуара.

2.4.2 После завершения строительства, реконструкции вертикального стального резервуара в эксплуатирующую организацию должна быть передана следующая техническая документация:

- проектно-сметная документация с внесенными в процессе строительства изменениями и дополнениями;

- документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже. Согласованные отступления от проекта должны быть отражены монтажной организацией на чертежах КМД, предъявляемых при сдаче работ;

- данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивных осей и установке конструкций;

- акт на приемку основания и фундаментов;

- сертификат качества на конструкции резервуара;

- рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;

- проект производства работ (проект ПР);

- акт приемки металлоконструкций в монтаж;

- журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении вертикального цилиндрического резервуара;

- акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара;

- заключение на 100 % контроль монтажных и заводских сварных швов днища;

- заключение на контроль монтажных швов коробов, патрубков и опорных стоек понтона;

- заключение на контроль качества физическими методами монтажных стыков стенки резервуара;

- заключение на контроль качества уторного шва стенки с окрайками днища;

- методика выполнения фактических контрольных замеров;

- журнал авторского надзора с приложением эскизов и других технических решений, принятых в процессе монтажа;

- паспорта-сертификаты, удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже;

- копии удостоверений о квалификации сварщиков, выполнявших сварку, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;

- свидетельство по результатам производственной аттестации применяемой технологии сварки;

- акт на скрытые работы (по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей);

- акт на приемку основания резервуара под монтаж;

- акт на испытание сварных соединений днища резервуара;

- акт на испытание сварных соединений стенки резервуара;

- акт на испытание сварных соединений кровли резервуара на герметичность;

- акт на испытание герметичности сварного соединения стенки с днищем;

- ведомость, акты приемки и испытаний установленного резервуарного оборудования;

- журнал сварочных работ;

- акт испытания задвижек резервуара;

- схема и акт испытания системы заземления и молниезащиты резервуара;

- схема нивелирования основания резервуара, окраек днища резервуара, обвалования и каре резервуарного парка;

- акт испытания систем пожаротушения резервуара;

- акт проверки качества антикоррозионного покрытия резервуара;

- акты гидравлического испытания резервуара на прочность и герметичность;

- акт приемочной комиссии о приемке законченного строительством резервуара.

Для резервуара с понтоном должны быть дополнительно приложены:

- акт испытания сварных соединений центральной части понтона на герметичность;

- акт заводских испытаний коробов понтона на герметичность и акт испытания их после монтажа;

- акт проверки заземления понтона;

- сертификаты качества материалов, использованных для уплотняющего затвора;

- ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона, патрубков направляющих и наружного борта понтона.

На принимаемый в эксплуатацию законченный строительством резервуар составляются паспорт и градуировочная таблица. В паспорт и градуировочную таблицу резервуара после капитального ремонта вносятся соответствующие корректировки.

2.4.3 Ответственность за своевременное ведение и правильное оформление журналов, а также прилагаемой сдаточной документации несет Исполнитель работ. Все записи должны производиться разборчиво. Подчистки и исправления не допускаются.

Контроль правильности ведения и оформления сдаточной документации возлагается на ответственного представителя заказчика.

2.4.4 Полный перечень проектных и исполнительных документов приведен в Приложении Б.2, таблица Б.1.

Учитывая возможную разницу в структуре ОАО, ПО допускается перераспределение перечисленных документов между отделами и службами. При отсутствии указанного отдела (службы) его документация должна находиться у ответственного за соответствующее направление деятельности.

При отсутствии в структуре ОАО производственных отделений (ПО), документация данного структурного подразделения распределяется между ОАО и ЛПДС (ПС).

Формы заполнения основных документов приведены в Приложении Б.3, формы Б.1-Б.30.

2.4.5 На резервуар, находящийся в эксплуатации, должна быть в наличии следующая эксплуатационная документация (полный перечень документов представлен в таблице Б.1):

- паспорт резервуара;

- технологическая карта по эксплуатации резервуара;

- градуировочная таблица на резервуар;

- журнал технического обслуживания;

- журнал результатов ревизии устройств молниезащиты и проведения испытания заземляющих устройств;

- журнал по эксплуатации устройств для защиты от проявлений статического электричества;

- акты на замену оборудования;

- акты нивелирования основания, акты, протоколы нивелирования окрайки днища, проводимой в процессе эксплуатации резервуара;

- технологическая схема резервуарного парка;

- паспорта, инструкции организаций-изготовителей по эксплуатации резервуарного оборудования;

- исполнительная документация на выполненные ремонтные работы.

Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером. В этом случае паспорт составляется на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара, а при необходимости проведены обследование и дефектоскопия.

2.4.6 Перечень нормативно-технической документации по резервуарам, действующей в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт», представлен в Приложении Б.1.

3 Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков

СО 02-04-АКТНП-007-2006 ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И РЕМОНТА СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

СО 03-04-АКТНП-014-2004

1. РАЗРАБОТАН ОАО «Институт Нефтепродуктпроект»

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 1 декабря 2004 г. приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт» от «22» ноября 2004 г. № 93

3. СОГЛАСОВАН Старшим вице-президентом ОАО «АК «Транснефтепродукт» С.П. Макаровым.

4. ВВЕДЕН ВЗАМЕН ВНТП 3-90 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов»

Содержание

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

5.1. Общие положения

5.2. Основные технологические параметры МНПП

5.3. Фонды времени и режим работы МНПП

5.4. Требования к МНПП, предназначенным для последовательной перекачки нефтепродуктов

5.5. Перекачивающие станции

5.6. Линейная часть

5.7. Наливные пункты

5.8. Определение емкости резервуарных парков

5.9. Учет количества нефтепродуктов

5.10. Технологические трубопроводы

5.11. Химико-аналитические лаборатории

5.12. Электрохимическая защита от коррозии

5.13. Электроснабжение и электрооборудование

5.14. Автоматизация, телемеханизация и автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП)

5.15. Технологическая связь

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

7. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

8. ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

9. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ (ИТМ ГОЧС) НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

11. НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

«Нормы технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов» (в дальнейшем «Нормы») содержат требования, обязательные при проектировании новых, а также реконструируемых, расширяемых и технически перевооружаемых действующих магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП), ответвлений и отводов от них, и подлежат обязательному соблюдению всеми предприятиями и организациями, осуществляющими этот вид деятельности, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, а также общественными и иными организациями, включая совместные предприятия с участием зарубежных партнеров, зарубежными юридическими и физическими лицами на территории Российской Федерации.

Действие настоящих «Норм» распространяется на МНПП ОАО «АК «Транснефтепродукт», расположенные как на территории Российской Федерации, так и на МНПП ОАО «АК «Транснефтепродукт», расположенные на территории других государств, в части, не противоречащей законодательству соответствующих государств.

«Нормы» распространяются на проектирование перекачивающих станций, наливных пунктов и линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, предназначенных для транспортирования нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров при t = 20 °С не выше 93,3 кПа (700 мм рт. ст.): бензинов, дизельных топлив, топлив для реактивных двигателей, и имеют целью разработку проектных решений, обеспечивающих экономичность строительства и эксплуатации МНПП, малоотходную технологию последовательной перекачки нефтепродуктов, надежность и безопасность, охрану окружающей среды, а также обеспечение возможности перекачки нефтепродуктов в обратном направлении.

При расширении, реконструкции, техническом перевооружении действующих магистральных нефтепродуктопроводов требования настоящих «Норм» распространяются только на расширяемую, реконструируемую, технически перевооружаемую часть объектов, если другие требования не предусмотрены Заказчиком в задании на проектирование.

Настоящие «Нормы» не распространяются на действующие сооружения нефтепродуктопроводных систем, запроектированные и построенные в соответствии с ранее действовавшими «Нормами», за исключением случаев, когда дальнейшая эксплуатация этих сооружений может привести к недопустимой степени риска для жизни и здоровья людей, аварийным или чрезвычайным ситуациям.

Решения о реконструкции, ремонте или сносе существующих зданий и сооружений МНПП принимаются компетентными органами исполнительной власти или собственником объекта.

«Нормы» не распространяются на проектирование специальных (полевых) трубопроводов, а также трубопроводов, прокладываемых в морских акваториях, районах с сейсмичностью свыше 8 баллов - для подземных и свыше 6 баллов - для наземных трубопроводов и трубопроводов, прокладываемых в зонах вечномерзлых грунтов, а также предназначенных для транспортировки нефтепродуктов с подогревом.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие документы:

Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ

Федеральный закон «Об особо охраняемых природных территориях» от 14.03.1995 г. № 33-ФЗ

Федеральный закон «Об экологической экспертизе» от 23.11.1995 г. № 174-ФЗ

Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.12.2002 г. № 7-ФЗ

Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ

Федеральный закон «О недрах» от 03.03.1995 г. № 2395-1 (ред. от 06.06.2003 г.)

Федеральный закон «О животном мире» от 24.04.1995 г. № 52-ФЗ

Федеральный закон «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» от 30.03.1995 г. № 52-ФЗ (ред. от 30.06.2003 г.)

Федеральный закон «Лесной кодекс» от 29.01.1997 г. № 22-ФЗ

Федеральный закон «Земельный кодекс» от 25.10.2001 г. № 136-ФЗ (ред. от 30.06.2003 г.)

Федеральный закон «Водный кодекс» от 16.11.1995 г. № 167-ФЗ

Постановление Правительства Российской Федерации «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» от 21.08.2000 г. (ред. от 15.04.2002 г.).

Приказ Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации от 22.12.1995 г. № 525, приказ Комитета Российской Федерации по земельным ресурсам и землеустройству от 22.12.1995 г. № 67. Основные положения о рекультивации земель, снятии и рациональном использовании плодородного слоя почвы

ГОСТ Р 51330.2-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка». Дополнение 1. Приложение Д. Метод определения безопасного экспериментального максимального зазора

ГОСТ Р 51330.5-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.11-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ Р 51330.19-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования

ГОСТ 12.1.012-90. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.003-83*. Шум. Общие требования

ГОСТ 12124-87*. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основные параметры

ГОСТ 6134-87*. Насосы динамические. Методы испытания

ГОСТ 17.1.3.10-83. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу

ГОСТ Р 51330.9-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 51330.16-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 17. Проверка и техническое обслуживание электроустановок во взрывоопасных зонах (кроме подземных разработок)

ГОСТ 21655-87. Каналы и тракты магистральной первичной сети единой автоматизированной системы связи. Электрические параметры и методы измерений

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

ГОСТ 9.602-89*. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ Р МЭК 870-5-1-95. Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 1. Форматы передаваемых кадров

ОСТН-600-93. Руководство по строительству линейных сооружений связи

СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений

СНиП 2.01.51-90. Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны

СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы

СНиП 31-03-2001. Производственные здания

СНиП 31-05-2003. Административные и бытовые здания

СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы

СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение

СНиП II-12-77. Защита от шума

СНиП II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий

СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

СНиП II-35-76*. Котельные установки

СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы

СНиП 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий и сооружений (изд. 2000 г., с изм. 1 и 2)

СНиП 2.09.02-85. Общественные здания и сооружения (изд. 2001 г. с изм. 1, 2, 3, 4)

СанПиН 2.1.6.1032-01. Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха

СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. Санитарные правила и нормы

РД 31.3.05-97. Нормы технологического проектирования морских портов

РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений

РД 45.120-2000. Нормы технологического проектирования. Городские и сельские телефонные сети

СО 08-04-АКТНП-009-2004. Табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов

РД 153-39.4Р-002-96. Табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных нефтепродуктопроводов

РД 153-39.4-034-98. Инструкция по контролю и обеспечению сохранности качества нефтепродуктов на предприятиях трубопроводного транспорта

РД 153-39.4-039-99. Электрохимическая защита магистральных трубопроводов и площадок МН

РД 153-39.4-041-99. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

РД 153-39.4-045-99. Наставление по организации деятельности подразделений ведомственной пожарной охраны на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт»

РД 153-39.4-50-00. Ведомственные нормы технологического проектирования. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок объектов трубопроводного транспорта нефтепродуктов по взрывопожарной и пожарной опасности

РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

РД 153-39.4Р-136-2002. Положение о службе электрохимзащиты объектов магистральных нефтепродуктопроводов

ПОТ РО 112-002-98. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

ПУЭ. Правила устройства электроустановок

СП 2.2.1327-03. Гигиенические требования к организации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту

СП 11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения и состава обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений

СП 11-107-98. Порядок разработки и состав раздела «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций» проектов строительства

СП 11-113-2002. Порядок учета инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций при составлении ходатайства о намерениях инвестирования в строительство и обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений

ВСН 1-93. Инструкция по проектированию молниезащиты радиообъектов

ВСН 51-1.15-004-97. Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов

ВСН 116-93. Инструкция по проектированию линейно-кабельных сооружений связи

ВСН 333-93. Инструкция по проектированию. Проводные средства связи и почтовая связь. Производственные здания

НПБ 88-2001* с изм. 1. Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования

НПБ 104-03. Системы оповещения и управления эвакуацией людей при пожарах в зданиях и сооружениях

НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

НПБ 110-03. Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией

НПБ 201-96. Пожарная охрана предприятий. Общие требования

ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

ВППБ 01-03-96. Правила пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт»

ВНТП 5-95. Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)

ВНТП 213-93. Радиорелейные линии прямой видимости.

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

Термин

Определение

ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ

3.1. Линейная часть МНПП

Собственно трубопровод, состоящий из линейных участков, имеющих сложную гидравлическую структуру, определяемую наличием магистральной части, ответвлений и отводов, а также линейных сооружений, обеспечивающих перекачку нефтепродуктов. К линейным сооружениям относятся: устройства защиты трубопровода от коррозии, линии электропередач для собственных нужд, линии и устройства связи и телемеханики, дороги, защитные сооружения различного назначения

3.2. Перекачивающая станция МНПП (ПС)

Комплекс сооружений, оборудования и устройств, обеспечивающих прием и закачку нефтепродуктов в МНПП

3.3. Головная перекачивающая станция МНПП (ГПС)

Комплекс сооружений, оборудования и устройств в начале МНПП, обеспечивающих прием, накопление и закачку нефтепродуктов в МНПП. ГПС могут также размещаться в местах протяженных ответвлений от магистрали нефтепродуктопровода

3.4. Промежуточная перекачивающая станция МНПП (ППС)

Комплекс сооружений, оборудования и устройств в промежуточной точке МНПП, обеспечивающих дальнейшую перекачку нефтепродуктов. ППС могут быть с резервуарной емкостью и без нее

3.5. Конечный пункт МНПП (КП)

Конечным пунктом МНПП может являться перевалочная, распределительная, перевалочно-распределительная нефтебазы, АЗС, склады ГСМ предприятий, наливные пункты ОАО «АК «Транснефтепродукт»

СОСТАВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МНПП

3.6. Магистраль МНПП

Часть МНПП, характеризующаяся наличием постоянного транзита нефтепродуктов от головной перекачивающей станции (ГПС) до конечного пункта (КП). Если в некоторой точке магистрали нефтепродуктопровода перекачка ведется непрерывно в двух и более направлениях, то продолжением магистрали считается то направление, по которому годовое количество перекачиваемых нефтепродуктов будет наибольшим.

3.7. Ответвление МНПП

Трубопровод, предназначенный для транспортировки нефтепродуктов от магистрали к предприятиям распределения или потребления нефтепродуктов.

Ответвление заканчивается резервуарным парком наливного пункта или потребителя.

В начале ответвления предусматривается соответствующая резервуарная емкость и собственная головная перекачивающая станция, т.е. в данном месте производится перевалка нефтепродуктов с одного трубопровода на другой. При большой протяженности на ответвлении могут быть промежуточные перекачивающие станции. Ответвление постоянно или длительное время в течение года подключено к магистрали МНПП

3.8. Отвод МНПП

Участок МНПП, служащий для подачи нефтепродуктов от ответвления, или от магистрали непосредственно потребителям. Для отвода характерна периодичность и сезонность работы, небольшая протяженность, постоянный диаметр и расход по всей протяженности

3.9. Однониточный отвод

Отвод, состоящий из одного трубопровода

3.10. Многониточный отвод

Отвод, состоящий из двух, трех и более параллельных трубопроводов

3.11. Подводящий нефтепродуктопровод

Трубопровод, предназначенный для подачи одной или последовательно нескольких групп нефтепродуктов от нефтеперерабатывающего завода, или от пунктов перевалки в резервуарный парк перекачивающей станции или непосредственно в МНПП

3.12. Линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС)

Производственное подразделение МНПП, обеспечивающее бесперебойную работу и эксплуатацию оборудования, а также хозяйственную деятельность одной, двух или более перекачивающих станций и участков МНПП, закрепленных за ним

СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ ПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ МНПП

3.13. Насосная станция

Здания или открытые площадки, где размещены основные и подпорные насосы с электродвигателями, а также системы, обеспечивающие нормальную эксплуатацию насосных агрегатов.

3.14. Резервуарный парк

Группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, ограниченная по периметру обвалованием или ограждающей стенкой - при наземных резервуарах, противопожарными проездами - при подземных резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

3.15. Технологический нефтепродуктопровод

Нефтепродуктопровод, проложенный в пределах ПС, КП, НП и предназначенный для осуществления технологических операций

3.16. Узел пуска и приема поточных устройств

Система технологических трубопроводов и запорной арматуры, предназначенная для обеспечения пуска, приема и пропуска разделителей, очистных и диагностических устройств

3.17. Узел переключения

Система трубопроводов и запорной арматуры, предназначенная для подсоединения трубопроводов, резервуаров, насосов с целью осуществления технологических операций

3.18. Узел учета и контроля качества нефтепродуктов

Комплекс устройств для определения количества перекачиваемых нефтепродуктов и контроля их качественных показателей

3.19. Вспомогательная система инженерного обеспечения

Комплекс оборудования, позволяющий обеспечивать нормальное осуществление основного технологического процесса. К вспомогательным относятся системы: маслоснабжения, вентиляции, водоснабжения, канализации, теплоснабжения, энергоснабжения, пожаротушения, связи, сигнализации и др.

3.20. Блокировочный трубопровод

Трубопровод, являющийся перемычкой между параллельными линейными участками, предназначенный для осуществления различных вариантов эксплуатации перекачивающих станций и участков нефтепродуктопроводов, а также трубопровода между НПЗ и ГПС

ВИДЫ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.21. Прием-сдача нефтепродуктов

Процесс передачи нефтепродуктов между предприятиями, включающий технологические операции и оформление документации в установленном порядке.

3.22. Технологический режим перекачки

Совокупность значений расхода и давления, характеризующих работу МНПП

3.23. Режим перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос»

Организация процесса перекачки нефтепродуктов без использования резервуаров на перекачивающих станциях.

3.24. Режим перекачки нефтепродуктов «с подключенными резервуарами» на перекачивающих станциях

Организация процесса перекачки нефтепродуктов с периодически подключенными резервуарами на перекачивающих станциях

3.25. Режим перекачки нефтепродуктов «через резервуары» на перекачивающих станциях

Организация процесса перекачки нефтепродуктов с постоянно подключенными резервуарами на перекачивающих станциях

3.26. Режим перекачки нефтепродуктов «минуя станцию»

Организация процесса перекачки нефтепродуктов без включения насосных агрегатов промежуточной перекачивающей станции

3.27. Последовательная перекачка нефтепродуктов по МНПП

Процесс непрерывной перекачки нескольких групп, марок нефтепродуктов по МНПП отдельными партиями

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПЕРЕКАЧКИ

3.28. План поставки нефтепродукта

Суммарное количество нефтепродукта каждой группы, марки, которое должно быть доставлено на пункты сдачи МНПП за месяц, квартал, год

3.29. Проектная пропускная способность МНПП или его отдельного участка при последовательной перекачке нефтепродуктов в год

Количество последовательно перекачиваемых при оптимальном технологическом режиме перекачки нефтепродуктов, которое планируется на перспективу в указанном направлении при заданном количественном соотношении различных групп нефтепродуктов

3.30. Расчетная пропускная способность МНПП или его отдельных участков при последовательной перекачке нефтепродуктов

Определяется умножением проектной пропускной способности МНПП на коэффициент перераспределения, учитывающий изменения количественного соотношения групп нефтепродуктов, неравномерность их поставки НПЗ и отгрузки с наливных пунктов из-за неритмичной подачи железнодорожных цистерн и наливных судов в течение месяца, квартала, года

3.31. Пропускная способность действующего МНПП или его отдельных участков

Определяется гидравлическим расчетом по фактическим параметрам, с учетом ограничений по допустимому давлению, минимальной скорости потока и мощности установленных насосных агрегатов

3.32. Рабочее давление

Определяется линией гидравлического уклона на профиле трассы МНПП после перекачивающей станции до конечного пункта перекачки с резервуарным парком, расположенным ниже линии эпюры допускаемых предельных давлений в МНПП

3.33. Максимально допустимое рабочее давление

Наибольшее избыточное внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации МНПП

3.34. Предельно допустимое рабочее давление

Наибольшее допустимое рабочее давление на локальном участке МНПП, обеспечивающее устойчивый безаварийный режим его эксплуатации

3.35. Минимальное допустимое рабочее давление

Минимальное допустимое рабочее давление, обеспечивающее последовательную перекачку нефтепродуктов с минимально допустимой скоростью потока, указанной в п. 4.7 настоящего стандарта

3.36. Отбор нефтепродуктов по отводам МНПП

Отбор нефтепродуктов попутным потребителям через отводы МНПП

3.37. Зона смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке

Длина участка МНПП, в пределах которого находится смесь последовательно перекачиваемых нефтепродуктов

3.38. Цикл последовательной перекачки

Периодически повторяющаяся очередность следования партий нефтепродуктов в МНПП

3.39. Продолжительность цикла последовательной перекачки

Промежуток времени, в течение которого осуществляется один цикл последовательной перекачки нефтепродуктов

3.40. Количество циклов последовательной перекачки

Количество, показывающее, сколько раз в году происходит смена последовательно закачиваемых в МНПП партий нефтепродуктов

Примечание: Количество циклов, а следовательно, и продолжительность цикла последовательной перекачки могут быть различными для отдельных участков МНПП

НЕФТЕПРОДУКТЫ

3.41. Нефтепродукт

Готовый продукт, полученный при переработке нефти

3.42. Физико-химическое свойство

Составная часть эксплуатационного свойства нефтепродукта, характеризующая совокупность однородных явлений, определяемых в лабораторных условиях

3.43. Показатель качества нефтепродукта

Количественная характеристика одного или нескольких свойств нефтепродукта, рассматриваемая применительно к определенным условиям его производства и применения

3.44. Кондиционный нефтепродукт

Нефтепродукт, удовлетворяющий всем требованиям нормативно-технической документации (ГОСТ, ОСТ, ТУ)

3.45. Некондиционный нефтепродукт

Нефтепродукт, не удовлетворяющий требованиям ГОСТ, ОСТ, ТУ

3.46. Тип нефтепродукта

Совокупность нефтепродуктов аналогичного функционального назначения (топливо, масло, смазка, кокс, битум, сжиженные нефтяные газы)

3.47. Группа нефтепродуктов

Совокупность нефтепродуктов одного типа, имеющая сходные свойства и область применения (бензин, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей)

3.48. Подгруппа нефтепродуктов

Совокупность нефтепродуктов, входящих в одну группу и имеющих сходные показатели качества и область применения (бензин автомобильный, дизельное топливо для быстроходных дизелей и судовых газовых турбин, дизельное топливо для автотранспортных тепловозных и судовых дизелей, топливо для реактивных двигателей с дозвуковой скоростью, топливо для реактивных двигателей со сверхзвуковой скоростью и т.д.).

3.49. Марка нефтепродукта

Индивидуальный нефтепродукт (название, номерное или буквенное обозначение), состав и свойства которого регламентированы нормативно-технической документацией (бензин А-76, бензин АИ-93, дизельное топливо «Л», дизельное топливо «З», дизельное топливо «ДЛ», дизельное топливо «ДС» и т.д.)

3.50. Вид нефтепродукта

Нефтепродукты одной марки, но имеющие различные значения по одному из показателей качества.

3.51. Сорт нефтепродукта

Градация нефтепродукта определенного вида по одному или нескольким показателям качества, установленная нормативно-технической документацией в зависимости от значений допускаемых отклонений показателей качества (бензин неэтилированный, летний бензин с давлением насыщенных паров 500 мм рт. ст., зимний бензин с давлением насыщенных паров 700 мм рт. ст., дизельное топливо с содержанием серы 0,2 %, дизельное топливо с содержанием серы 0,5 %, дизельное топливо вязкостью 3,5 сСт, при 20 °С, то же, вязкостью 6,0 сСт и т.д.)

4. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВП - Аварийно-восстановительный пункт

АВР - Автоматическое включение резерва

АЗС - Автомобильная заправочная станция

АПВ - Автоматическое повторное включение

АСУ ТП - Автоматизированная система управления технологическими процессами

АТС - Автоматическая телефонная станция

БС - Базовая станция (связи)

ВЛ - Воздушная линия (электропередачи)

ВКС - Видеоконференцсвязь

ВОЛС - Волоконно-оптическая линия связи

ВСВ - Временно согласованные выбросы

ВЭР - Вторичные энергетические ресурсы

ГО - Гражданская оборона

ГОСТ - Государственный стандарт

ГПС - Головная перекачивающая станция

ИТМ ГОЧС - Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны и предупреждения чрезвычайных ситуаций

КЛ - Кабельная линия (электроснабжения)

КЛС - Кабельная линия связи

КП - Конечный пункт

КПТМ - Контрольный пункт телемеханики

ЛВС - Локальная вычислительная сеть (связи)

ЛПДС - Линейная производственно-диспетчерская станция

МДП - Местный диспетчерский пункт (связи)

МНПП - Магистральный нефтепродуктопровод

ННБ - Наклонно-направленное бурение

НПП - Нефтепродуктопровод

НРП - Необслуживаемый регенерационный пункт (связи)

НТД - Нормативная техническая документация

ОАВП - Опорный аварийно-восстановительный пункт

ОАО - Открытое акционерное общество

ОВОС - Оценка воздействия на окружающую среду

ООС - Охрана окружающей среды

ОЦК - Основной цифровой канал (связи)

ПДВ - Предельно допустимые выбросы

ПДК - Предельно допустимые концентрации

ПО - Производственное отделение

ПОО - Потенциально опасный объект

ППР - Плановый предупредительный ремонт

ППС - Промежуточная перекачивающая станция

ПКУ - Пункт контроля и управления

ПС - Перекачивающая станция

ПУЭ - Правила эксплуатации электроустановок

РДП - Региональный диспетчерский пункт

РУ - Распределительное устройство

РП - Рабочий проект

СЗЗ - Санитарно-защитная зона

СКЗ - Станция катодной защиты

РРЛ - Радиорелейная линия связи

СОРМ - Система оперативно-розыскных мероприятий

СОУ - Система обнаружения утечек

ТОР - Техническое обслуживание и ремонт

ТУ - Технические условия

ТЭО - Технико-экономическое обоснование

ЦСР - Централизованная система ремонта

ЦДП - Центральный диспетчерский пункт

ЧС - Чрезвычайная ситуация

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

СО 03-04-АКТНП-014-2004 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

		

       СП 123.13330.2012

СВОД ПРАВИЛ

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

Underground storages of natural gas, oil and processing product

Актуализированная редакция

СНиП 34-02-99

ОКС 93.010

Дата введения 2013-07-01

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила разработки - постановлением Правительства Российской Федерации "О порядке разработки и утверждения сводов правил" от 19 ноября 2008 г. N 858

Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛЬ ООО "Подземгазпром"

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики

4 УТВЕРЖДЕН приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой России) от 10 декабря 2012 г. N 82/ГС и введен в действие с 1 июля 2013 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 123.13330.2011 "СНиП 34-02-99 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки"

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

Введение

Настоящий документ содержит указания по проектированию подземных хранилищ газа, нефти и продуктов их переработки, сооружаемых в каменной соли и других горных породах.

Разработан ООО "Подземгазпром" (канд. техн. наук В.Б.Сохранский, гидрогеолог В.Г.Грицаенко, канд. физ.-мат. наук А.И.Игошин, д-р техн. наукВ.А.Казарян, канд. техн. наук М.К.Теплов, канд. техн. наук В.П.Шустров, канд. техн. наук В.Г.Хлопцов, д-р техн. наук А.С.Хрулев).

1 Область применения

Настоящий свод правил распространяется на проектирование подземных хранилищ газа, нефти, газового конденсата и продуктов их переработки (далее - подземные хранилища) с резервуарами, сооружаемыми в каменной соли и других горных породах (в том числе многолетнемерзлых).

Свод правил не распространяется на подземные хранилища газа, создаваемые в пористых пластах, а также на подземное хранение сжиженного природного газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

СП 3.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности

СП 14.13330.2011 "СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах"

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 30.13330.2012 "СНиП 2.04.01-85* Внутренний водопровод и канализация зданий"

СП 31.13330.2012 "СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения"

СП 44.13330.2011 "СНиП 2.09.04-87 Административные и бытовые здания"

СП 69.13330.2012 "СНиП II-94-80 Подземные горные выработки"

_________________

В настоящее время официальная информация об опубликовании отсутствует, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

СП 82.13330.2011 "СНиП III-10-75 Благоустройство территорий"

_________________

В настоящее время официальная информация об опубликовании отсутствует, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

СП 102.13330.2012 "СНиП 2.06.09-84 Туннели гидротехнические"

СП 110.13330.2012 "СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы"

_________________

В настоящее время официальная информация об опубликовании отсутствует, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации 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 документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим сводом правил следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный материал 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 использованы следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 башмак подвесной колонны: Нижний торец подвесной колонны.

3.2 выработка вскрывающая: Вертикальный или наклонный ствол, обеспечивающий строительный подход к интервалу заложения выработки-емкости и транспорт отбитой горной породы на земную поверхность, в период эксплуатации шахтного хранилища в отдельных случаях может частично или полностью использоваться для хранения продукта и пропуска эксплуатационных коммуникаций.

3.3 выработка вспомогательная: Подземная горная выработка на период строительства шахтного хранилища, предназначенная для удобства прохода людей, перемещений оборудования и транспорта, пропуска воздушной струи для вентиляции выработок. На период эксплуатации - либо ликвидируется, либо используется как часть резервуарной емкости.

3.4 выработка-емкость: Подземная горная выработка, часть подземного резервуара, предназначенная для хранения продукта.

3.5 герметичная перемычка: Преграда, отделяющая выработки от внешней среды или друг от друга, в эксплуатационных выработках оборудована устройствами для пропуска коммуникаций.

3.6 горный отвод недр для подземных хранилищ: Геометризованный блок недр, который предоставляется недропользователю для подземного хранения.

3.7 зумпф: В шахтных хранилищах - углубление в почве выработки-емкости для аккумуляции хранимого продукта и воды, где располагаются погружные насосы или всасывающие патрубки непогружных насосов.

3.8 колонна основная обсадная: Последняя обсадная колонна бесшахтного резервуара, заглубленная в толщу соли, через которую осуществляется строительство выработки-емкости и эксплуатация резервуара.

3.9 колонна подвесная: Колонна труб, закрепленная на устье скважины и предназначенная для закачки и отбора жидкостей и газов при создании и эксплуатации бесшахтных резервуаров.

3.10 кровля выработки-емкости: Горные породы, залегающие непосредственно над выработкой-емкостью.

3.11 нерастворитель: При строительстве выработки-емкости в каменной соли - газовая или жидкая среда, предохраняющая поверхность каменной соли от растворения, применяемая для предотвращения неуправляемого развития выработки-емкости и достижения ее проектной формы.

3.12 объем активного газа: Разность между объемами газа общим и буферным в подземном резервуаре хранилища в каменной соли на любой заданный момент времени.

3.13 объем буферного газа: Минимально допустимый остаток газа, неизвлекаемый в процессе эксплуатации из выработки-емкости хранилища в каменной соли.

3.14 объем буферного продукта: Неизвлекаемое количество хранимого продукта, обеспечивающего температурный режим эксплуатации выработки-емкости шахтного хранилища в многолетнемерзлых породах.

3.15 рассолохранилище: Емкость для хранения концентрированного рассола, использующегося при рассольной схеме эксплуатации.

3.16 резервуар подземный: Система горных выработок в непроницаемых породах, оборудованная для закачки, хранения и выдачи жидкостей и газов и состоящая из вскрывающих, вспомогательных горных выработок и выработок-емкостей.

3.17 резервуар бесшахтный в каменной соли и многолетнемерзлых породах: Резервуар, выработка-емкость которого создается через обсаженную буровую скважину, оборудованную подвесными колоннами, путем растворения или теплового разрушения вмещающих пород.

3.18 резервуар шахтный: Резервуар в породах, выработки которого сооружаются буровзрывным, комбайновым или щитовым способами проходки.

3.19 реологические свойства горной породы: Механические свойства, отражающие влияние длительного воздействия нагрузок на изменение напряженно-деформированного состояния горных пород.

3.20 схема эксплуатации бесшахтного резервуара рассольная: Взаимовытеснение хранимого продукта рассолом при закачке-выдаче.

3.21 схема эксплуатации бесшахтного резервуара безрассольная: Компрессорная закачка газа и его выдача за счет внутреннего давления в резервуаре, взаимозамещение продукта и газа при закачке и выдаче, отбор продукта погружными насосами.

3.22 целик: Часть массива горных пород, не извлекаемая при строительстве и предназначенная для обеспечения устойчивости и герметичности выработок и предотвращения прорыва в них подземных вод.

3.23 целик барьерный: Целик, разделяющий участки размещения выработок-емкостей хранилища и выработок соседнего горнодобывающего предприятия.

3.24 целик охранный: Целик, представленный каменной солью или другими непроницаемыми устойчивыми горными породами в кровле и почве выработки, обеспечивающий устойчивость и непроницаемость кровли и защиту от проникновения жидких и газообразных природных флюидов через почву в выработку-емкость.

4 Общие положения

4.1 В состав подземных хранилищ входят:

подземные сооружения, включающие подземные резервуары, вскрывающие и вспомогательные горные выработки, если они не являются частью резервуара, буровые скважины и подземные рассолохранилища;

наземные сооружения, включающие здания и сооружения, технологическое оборудование открытых площадок, внутриплощадочные сети, наземные резервуары и рассолохранилища.

4.2 В качестве подземных резервуаров используются горные выработки (выработки-емкости), оборудованные для приема, хранения и выдачи продукта. Наряду со специально сооружаемыми выработками допускается использовать выработки, образовавшиеся при добыче полезного ископаемого, после проведения их специального обследования и обустройства.

4.3 При размещении подземного хранилища на границе предприятия по добыче полезного ископаемого следует предусматривать барьерные целики, обеспечивающие прочность и герметичность подземных и наземных сооружений хранилища. Размеры барьерных целиков следует определять расчетом в соответствии с требованиями СП 21.13330.

4.4 Здания и наземные сооружения (наземные резервуары и оборудование, железнодорожные и сливоналивные эстакады, причалы и пирсы, расфасовочные и раздаточные пункты, насосные и компрессорные станции, объекты осушки и очистки газа, производственные, административные и бытовые здания, вспомогательные, складские помещения и др.), инженерные системы (противопожарный водопровод, факелы и свечи, системы обнаружения и тушения пожаров, канализации, электроснабжения, связи, сигнализации и др.), а также благоустройство территории хранилищ (дорог, подъездов, проездов и др.) следует проектировать в соответствии с действующими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

4.5 При проектировании мероприятий по противопожарной безопасности и при строительстве объектов необходимо руководствоваться противопожарными требованиями всех действующих сводов правил, относящихся к объекту и утвержденных в установленном порядке.

4.6 Проектом должен предусматриваться комплекс мероприятий, обеспечивающий пожарную безопасность хранилищ, зданий и сооружений на его территории и включающий устройства:

кольцевой сети противопожарного водопровода с максимальным расходом воды на пожаротушение, определяемым реализуемыми на объекте техническими решениями и расчетом в соответствии с СП 31.13330 и СП 30.13330;

связи и оповещения;

контроля газопаровоздушной среды;

автоматизации процесса хранения углеводородов;

автоматических установок пожаротушения и пожарной сигнализации.

4.7 Насосные, компрессорные и другие помещения, в которых может образовываться взрывоопасная концентрация газов и паров, следует оборудовать сигнализаторами взрывоопасных концентраций, срабатывающими при достижении их концентрации в воздухе не более 20% нижнего предела воспламеняемости.

4.8 Для подземных хранилищ необходимо предусматривать следующие виды связи и сигнализации:

административно-хозяйственную телевизионную или телефонную связь;

прямую связь диспетчера хранилищ с железнодорожным узлом и водным причалом;

громкоговорящую производственную связь из операторной хранилищ;

пожарную и охранную сигнализацию;

радиофикацию.

4.9 Систему оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре следует проектировать в соответствии с СП 3.13130.

4.10 Во взрывоопасных помещениях и сооружениях подземных хранилищ следует предусматривать рабочее аварийное освещение, а у оголовков эксплуатационных колодцев и скважин - рабочее освещение, оборудованное светильниками во взрывозащищенном исполнении.

4.11 Категории электроприемников подземных хранилищ в отношении обеспечения надежности электроснабжения следует принимать:

для хранилищ нефти и нефтепродуктов - согласно требованиям СП 110.13330;

для противопожарных и продуктовых насосных станций подземных хранилищ сжиженных углеводородных газов (СУГ) - первой категории.

4.12 Молниезащиту наземных зданий и сооружений подземных хранилищ следует проектировать в соответствии с требованиями СО 153-34.21.122 [1] и ПУЭ [2].

4.13 Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, должна автоматически отключать отдельные звенья технологического комплекса в случае утечки продукта или понижения давления в трубопроводах.

5 Классификация

5.1 Подземные хранилища подразделяются по виду хранимого продукта на хранилища:

природного и других газов (далее - газ);

СУГ, этана, этилена, нестабильного газового конденсата (далее - СУГ);

нефти, нефтепродуктов, стабильного газового конденсата (далее - нефть и нефтепродукты).

5.2 В таблице 1 показаны типы подземных резервуаров и области их применения.

Таблица 1 - Области применения подземных резервуаров различного типа

Тип резервуара

Вид хранимого продукта

Газ

СУГ

Нефть и нефтепродукты

Бесшахтный в каменной соли

+

+

+

Бесшахтный в многолетнемерзлых породах

-

+

+

Шахтный в породах с положительной температурой

-

+

+

Шахтный в многолетнемерзлых породах

-

-

+

6 Генеральный план

6.1 Выбор площадки размещения хранилища, основные планировочные решения, ситуационный план размещения зданий и сооружений, инженерных сетей и др. необходимо производить в соответствии с требованиями природоохранных законов и нормативных актов Российской Федерации, СП 18.13330, СП 44.13330, СП 82.13330 и других нормативных документов.

6.2 Подземные хранилища следует располагать на обособленной площадке вне территории городов и других поселений за пределами второго пояса зон санитарной охраны действующих и проектируемых подземных и поверхностных источников водоснабжения с учетом перспектив их развития в соответствии с СанПиН 2.1.4.1110 [3]. Не допускается размещение зданий и сооружений, не относящихся к хранилищу, в пределах горного отвода этих хранилищ.

6.3 Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин, шахтных стволов, эксплуатационных шурфов подземных резервуаров всех типов до различных зданий и сооружений следует принимать:

а) при хранении нефти и нефтепродуктов:

для объектов, не относящихся к хранилищу, - по таблице 2;

для объектов, входящих в состав хранилища, - в соответствии с требованиями СП 110.13330;

б) при хранении СУГ и газа:

для объектов, не относящихся к хранилищу, - по таблице 3;

для объектов, входящих в состав хранилища, - по таблице 4.

Таблица 2 - Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин, стволов и шурфов подземных резервуаров до зданий и сооружений, не входящих в состав хранилища нефти и нефтепродуктов

Здания и сооружения

Расстояние, м

от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли

от устьев стволов, шурфов и скважин шахтных резервуаров в породах с положительной температурой, шахтных и бесшахтных резервуаров в многолетнемерзлых породах

Общественные и жилые здания

250

200

Здания и сооружения соседних предприятий

150

100

Лесные массивы:

а) хвойных пород

100

100

б) лиственных пород

20

20

Железные дороги:

а) станции

200

150

б) разъезды и платформы

100

80

в) перегоны

75

60

Автодороги:

а) категорий I-III

100

75

б) категорий IV и V

50

40

Склады лесных материалов, торфа, сена, волокнистых веществ, соломы, а также участки открытого залегания торфа

125

100

Воздушные линии электропередачи

По [2]

Таблица 3 - Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин и стволов подземных резервуаров до зданий и сооружений, не входящих в состав хранилища газа и СУГ

Здания и сооружения

Расстояние, м

от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли

от устьев стволов и скважин шахтных резервуаров в породах с положительной температурой и бесшахтных резервуаров в вечномерзлых породах

для газа

для СУГ

Общественные и жилые здания

300

500

375

Здания и сооружения соседних предприятий

200

250

200

Лесные массивы:

а) хвойных пород

50

100

75

б) лиственных пород

20

30

25

Железные дороги:

а) станции

300

500

375

б) разъезды и платформы

100

100

75

в) перегоны

40

80

60

Автодороги:

а) категории I-III

60

60

50

б) категории IV и V

25

50

40

Склады лесных материалов, торфа, сена, волокнистых веществ, соломы, а также участки открытого залегания торфа

100

100

100

Воздушные линии электропередачи

По [2]

Примечания

1 Расстояния от стволов и скважин шахтных резервуаров необходимо отсчитывать от их центральных осей.

2 Расстояние от устья эксплуатационной скважины бесшахтных резервуаров в каменной соли следует отсчитывать от внутренней поверхности гребня обвалования вокруг оголовка скважины.

Таблица 4 - Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин и стволов подземных резервуаров до зданий и сооружений, входящих в состав хранилища газа и СУГ

Здания и сооружения

Расстояние, м

от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли

от устьев стволов и скважин шахтных резервуаров в породах с положительной температурой и бесшахтных резервуаров в многолетнемерзлых породах

для газа

для СУГ

Сливоналивные причалы и пирсы

50

100

75

Железнодорожные сливоналивные эстакады, складские здания для нефтепродуктов в таре

20

40

30

Сливоналивные устройства для автоцистерн, продуктовые насосные станции, компрессорные, канализационные насосные станции производственных сточных вод, разливочные, расфасовочные и раздаточные, установки для испарения и смешения газов

20

40

30

Водопроводные и противопожарные насосные станции, пожарное депо и посты, противопожарные водоемы (до люка резервуара или места забора воды из водоема)

40

40

30

Здания и сооружения I и II степеней огнестойкости с применением открытого огня

50

60

50

Прочие здания и сооружения

40

40

40

Рассолохранилища (открытые)

40

40

-

Ограждение резервуара

15

15

15

Воздушные линии электропередачи

По [2]

Примечания 1 и 2 таблицы 3 распространяются и на данную таблицу.

Расстояния между зданиями и сооружениями подземного хранилища должны обеспечивать при эксплуатации:

возможность обслуживания наземных и подземных объектов;

эвакуацию персонала.

Расстояние между устьями соседних скважин бесшахтных резервуаров должно определяться расчетом.

6.4 Вокруг устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли при хранении нефти, нефтепродуктов и СУГ следует предусматривать обвалование.

Вместимость пространства внутри обвалования определяется расчетом по величине возможного аварийного выброса продукта.

6.5 Площадка, на которой предусматривается размещение подземных резервуаров в многолетнемерзлых породах, должна быть надежно защищена от временных поверхностных водотоков искусственными сооружениями (обвалования, водоотводы).

6.6 Устья эксплуатационных скважин, стволов и шурфов подземных резервуаров должны иметь продуваемое ограждение из негорючих материалов (решетки, сетки) высотой не менее 2 м. Размер ограждаемого участка следует назначать из условия возможности проведения профилактических и ремонтных работ.

Ограждение устьев скважин бесшахтных резервуаров допускается размещать как внутри обвалованной площадки, так и вне ее.

6.8* Для площадок подземных хранилищ (независимо от их вместимости) следует предусматривать два выезда на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути. Расстояния между зданиями и сооружениями подземного хранилища должны обеспечивать возможность подъездов пожарной техники непосредственно к устьям скважин, стволам и шурфам подземных хранилищ.

_______________

* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

7 Требования к инженерно-геологическим и гидрогеологическим условиям площадок строительства

7.1 Общие положения

Выработки-емкости подземных резервуаров следует размещать в массивах горных пород, способных обеспечить устойчивость и герметичность выработок на весь период эксплуатации резервуаров, а горные породы, в которых размещаются выработки-емкости подземных резервуаров, не должны содержать включений, ухудшающих качество хранимых продуктов.

Не допускается размещать подземные и наземные сооружения хранилища без специального обоснования на территориях с сейсмичностью выше 9 баллов в соответствии с СП 14.13330, а также на участках развития физико-геологических и криогенных процессов (карст, оползни, сели, термокарст и пр.).

Минимально допустимая глубина залегания горных пород, пригодных для размещения выработок-емкостей, определяется расчетом исходя из типа резервуара, внутреннего давления в резервуаре, плотности пород, залегающих выше кровли выработки-емкости, и гидрогеологических условий.

7.2 Бесшахтные резервуары в каменной соли

7.2.1 Бесшахтные резервуары допускается сооружать в залежах каменной соли всех морфологических типов.

7.2.2 Площадь распространения соляной залежи в плане должна обеспечивать размещение заданного количества резервуаров с оставлением целиков соли между выработками, а также между выработками и боковыми поверхностями соляной залежи.

7.2.3 В интервале отметок (по глубине) почвы и кровли резервуара соляная залежь, как правило, не должна содержать прослоев калийно-магниевых и других солей, легко растворяющихся в воде и хлоридно-натриевых рассолах.

7.2.4 Закачка строительного рассола допускается в водоносные горизонты с пластовыми водами, совместимыми с закачиваемым рассолом, с минерализацией, как правило, не менее 35 г/л, изолированные надежными водоупорами от вышележащих водоносных горизонтов.

7.3 Шахтные резервуары в породах с положительной температурой

7.3.1 Шахтные резервуары следует размещать в горных породах ниже уровня грунтовых вод. Степень обводненности породных массивов и положение уровня грунтовых вод должны отвечать условию, при котором давление воды на поверхности выработок превышает внутреннее давление продукта в резервуаре при постоянно действующем водоотливе.

7.3.2 Выработки-емкости, как правило, следует размещать в горных породах с высокой экранирующей способностью по отношению к углеводородным жидкостям.

7.3.3 Прочностные свойства горных пород, в которых допускается размещение шахтных резервуаров, должны отвечать условию сооружения выработок-емкостей, как правило, без применения крепи.

Допускается сооружать выработки-емкости с применением крепи в породах категории устойчивости III в соответствии с СП 69.13330.

7.3.4 При создании хранилищ в отработанных горных выработках естественные породные массивы, в которых они пройдены, и глубина их заложения должны соответствовать требованиям 7.3.1-7.3.3 настоящего свода правил.

7.4 Бесшахтные и шахтные резервуары в многолетнемерзлых породах

7.4.1 Резервуары следует размещать в породах, находящихся в естественном твердомерзлом состоянии, обладающих экранирующей способностью и обеспечивающих устойчивость пройденных в них выработок, для шахтных - как правило, без применения крепи.

7.4.2 Максимальная естественная температура многолетнемерзлых пород, при которой допускается размещать в них подземные резервуары, должна быть ниже температуры их оттаивания: на 1 °С в скальных породах и на 3 °С - в дисперсных.

7.4.3 Глубина заложения выработки-емкости подземных резервуаров должна превышать глубину сезонных колебаний температуры.

8 Нагрузки и воздействия

8.1 Напряженно-деформированное состояние породного массива, цементного камня, обсадной колонны и крепи выработок следует определять с учетом действия постоянных и временных (длительных, кратковременных, особых) нагрузок.

8.2 К постоянным нагрузкам следует относить:

а) горное давление;

б) собственный вес конструкций;

в) давление подземных вод;

г) воздействие, вызываемое предварительным напряжением элементов крепи.

К длительным нагрузкам следует относить:

а) давление газа, жидкости в резервуаре;

б) температурные воздействия.

К кратковременным нагрузкам следует относить:

а) нагрузки от технологического оборудования;

б) давление тампонажного раствора, нагнетаемого за крепь.

К особым нагрузкам следует относить:

а) сейсмические воздействия;

б) взрывные воздействия.

8.3 Расчетное значение нагрузки следует определять как произведение ее нормативного значения на коэффициент надежности по нагрузке. При оценке прочности обсадных колонн значения коэффициента надежности принимают по нормам проектирования обсадных колонн.

При определении максимально допускаемого эксплуатационного давления в выработках-емкостях, эксплуатирующихся в условиях избыточного давления, коэффициент надежности по горному давлению следует принимать равным 0,85 - для бесшахтных резервуаров в каменной соли при спокойном или пластово-линзообразном залегании соли, когда надсолевая толща представлена непроницаемыми породами; 0,75 - в остальных случаях.

При определении минимально допускаемого давления в выработках-емкостях коэффициент надежности по горному давлению следует принимать равным единице.

Коэффициент надежности по ответственности принимается равным единице по ГОСТ Р 54257.

8.4 Величину горного давления следует устанавливать с учетом данных инженерно-геологических изысканий на площадке.

При отсутствии тектонических напряжений в породном массиве горное давление для незакрепленных выработок допускается определять по весу вышележащих пород.

Для закрепленных выработок величину горного давления следует определять в соответствии с СП 102.13330.

8.5 Расчет устойчивости подземных выработок-емкостей следует выполнять при наиболее неблагоприятных сочетаниях нагрузок в соответствии с классификацией сочетаний нагрузок и коэффициентами сочетаний, приведенными в СП 20.13330.

9 Эксплуатационные требования

9.1 Общие эксплуатационные требования при проектировании

9.1.1 Подземные и наземные сооружения, оборудование основного и вспомогательного назначения, внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации должны обеспечивать надежное и безопасное выполнение технологических операций по приему, хранению и выдаче продуктов в соответствии с заданными режимами эксплуатации.

9.1.2 Подземные резервуары, входящие в состав хранилища, должны быть герметичными, а их выработки-емкости - устойчивыми на весь период эксплуатации.

9.1.3 Сроки хранения товарных нефтепродуктов в подземных резервуарах определяются типом подземных резервуаров и сохранностью товарных качеств топлив определенного вида.

9.1.4 Подземные хранилища должны быть оборудованы централизованными системами контроля и управления технологическими процессами эксплуатации.

9.1.5 Система контроля подземных резервуаров всех типов должна предусматривать измерение следующих эксплуатационных параметров:

количества поступающего и выдаваемого продукта;

давления и температуры в линиях закачки и отбора продукта;

качества продукта.

Дополнительно в бесшахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:

устьевого давления и температуры продукта;

давления, температуры, расхода, плотности и химсостава рассола в линиях закачки и отбора (последнее - для бесшахтных резервуаров в каменной соли);

уровня границы раздела фаз в выработке-емкости;

формы и размеров выработки-емкости.

Дополнительно в шахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:

давления и температуры продукта в резервуаре;

уровня продукта;

уровня границы раздела "продукт-вода" и давления в герметичных перемычках (в породах с положительной температурой);

температуры вмещающих пород, герметичных перемычек и закрепного пространства эксплуатационных скважин и шурфов (в многолетнемерзлых породах).

9.2 Бесшахтные резервуары в каменной соли

9.2.1 Конструктивные решения бесшахтных резервуаров для газа должны обеспечивать скорость течения газа по скважине не более 35 м/с и темп снижения давления в резервуаре при отборе газа в процессе эксплуатации не более 0,5 МПа/ч.

9.2.2 Вместимость бесшахтных резервуаров для газа должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов газа исходя из технологических параметров и горно-геологических условий размещения резервуаров.

9.2.3 Коэффициент использования вместимости резервуара при хранении жидких углеводородов следует принимать не более следующих значений:

а) при наличии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака внешней колонны):

для нефти и нефтепродуктов - 0,985;

для СУГ - 0,95;

б) при отсутствии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака центральной подвесной колонны):

для нефти и нефтепродуктов - 0,95;

для СУГ - 0,9.

9.2.4 При эксплуатации подземных резервуаров по рассольной схеме для вытеснения СУГ, нефти и нефтепродуктов следует применять, как правило, концентрированный рассол.

9.2.5 Допускается совмещать эксплуатацию хранилища с дальнейшим увеличением вместимости подземных резервуаров.

9.2.6 При вытеснении продукта хранения неконцентрированным рассолом или водой в проектных решениях необходимо учитывать изменение вместимости и конфигурации выработки-емкости за счет растворения соли. Количество циклов вытеснения должно определяться в зависимости от изменения концентрации рассола и предельно допустимых размеров резервуара по условию устойчивости.

9.3 Шахтные резервуары в породах с положительной температурой

9.3.1 В проектной документации следует предусматривать возможность смены насосов в процессе их эксплуатации, а также систему очистки подтоварной воды, откачиваемой из выработок при эксплуатации резервуаров.

9.3.2 При проектировании резервуаров для нефти и нефтепродуктов допускается предусматривать системы эксплуатации с постоянным и переменным уровнем подтоварной воды. При проектировании системы эксплуатации с переменным уровнем следует предусматривать одновременную работу водяных и продуктовых насосов с равной производительностью.

9.3.3 Коэффициент использования вместимости резервуара для нефти и нефтепродуктов следует принимать не более 0,97, для СУГ - не более 0,9.

9.4 Бесшахтные и шахтные резервуары в многолетнемерзлых породах

9.4.1 Для предотвращения растепления массива многолетнемерзлых пород при эксплуатации резервуара допускается предусматривать буферный объем холодного продукта в выработке-емкости.

9.4.2 Вместимость резервуара должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов продукта.

10 Проектирование

10.1 Общие требования к проектированию

10.1.1 Подземные хранилища проектируются на основании задания на проектирование, разработанного и выдаваемого заказчиком.

Строительство подземных хранилищ производится на основании проектной документации и проекта производства работ.

10.1.2 Техническое задание на проектирование должно содержать следующие сведения:

место размещения хранилища;

наименование подлежащих хранению продуктов, их физико-химические свойства;

содержание в подлежащих хранению продуктах токсичных и агрессивных веществ;

общие потребные объемы хранения по отдельным продуктам;

производительность закачки и выдачи продуктов;

сроки проектирования и строительства подземных хранилищ;

способ доставки и отгрузки продуктов для хранилищ СУГ, нефти и нефтепродуктов.

10.1.3 При выборе объемно-планировочной схемы должно быть обеспечено наилучшее использование вмещающей толщи горных пород (максимальное использование мощности и минимальное - площади), а для шахтных хранилищ также минимально возможный объем и число вскрывающих, вспомогательных, специальных выработок и наилучшие условия изоляции выработок-емкостей друг от друга в резервуаре на несколько видов продуктов.

10.1.4 В проектной документации следует предусматривать периодичность контроля объема и формы подземного резервуара во время его строительства и эксплуатации, а также его герметичности.

10.1.5 Напряженно-деформированное состояние породного массива и всех конструктивных элементов подземного резервуара следует определять с учетом основных закономерностей деформирования и прочности пород.

Для каменной соли и вечномерзлых пород необходимо учитывать проявление реологических свойств при нелинейной зависимости деформаций от напряжений и времени.

10.1.6 Устойчивость выработки-емкости резервуара следует обеспечивать путем выбора ее оптимальной формы и размеров с учетом противодавления хранимого продукта. При этом допускается в окрестности выработки-емкости существование локальных областей повышенной проницаемости: разуплотнения, запредельного деформирования.

10.1.7 При проектировании следует предусмотреть способы определения мощности зоны повышенной проницаемости в окрестностях выработки и на участках возведения герметичной перемычки, а также геолого-маркшейдерские работы, геологические, гидрогеологические и геокриологические наблюдения в процессе проходки выработок.

10.1.8 Проектирование герметичных перемычек шахтных резервуаров следует выполнять по специальному проекту производства работ.

10.1.9 При проектировании следует предусмотреть необходимость испытания резервуаров на герметичность по окончании строительства.

10.2 Бесшахтные резервуары в каменной соли

10.2.1 Для создания выработок-емкостей бесшахтного резервуара следует предусматривать управляемое растворение соли пресной или минерализованной водой с одновременным вытеснением образующегося при этом рассола на поверхность земли.

При соответствующем обосновании допускается растворение соли промстоками.

10.2.2 Для управления процессом формообразования выработки-емкости следует применять жидкий или газообразный нерастворитель (нефтепродукты или газы, химически нейтральные к соли и хранимому продукту).

При соответствующем обосновании допускается применение технологии сооружения выработки-емкости без нерастворителя.

10.2.3 Выработки-емкости резервуаров следует создавать в соответствии с индивидуальными технологическими регламентами.

10.2.4 Конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать:

закачку и отбор воды, рассола, жидкого и газообразного нерастворителя, продуктов хранения с проектной производительностью;

отбор проб рассола, нерастворителя и хранимого продукта;

ввод в скважину ингибиторов гидратообразования и коррозии;

возможность перекрытия сечений подвесных колонн при возникновении аварийных ситуаций на скважине;

расчетный срок службы скважины;

надежное разобщение и изоляцию вскрытых водоносных горизонтов;

защиту от коррозионного и термобарического воздействия на основную обсадную колонну;

спуск, подъем и смену подвесных колонн, установку и извлечение необходимого скважинного оборудования;

проведение геофизических, диагностических работ на скважине и в выработке-емкости, а также профилактических и ремонтных работ на скважине.

10.2.5 Башмак основной обсадной колонны эксплуатационной скважины должен располагаться в каменной соли или после выполнения специального обоснования в вышележащих устойчивых и непроницаемых породах.

10.2.6 Поэтапное испытание эксплуатационных скважин на герметичность необходимо проводить в такой последовательности: обсадные трубы, основная обсадная колонна, затрубное пространство и незакрепленная часть ствола, внешняя подвесная колонна.

10.2.7 Способы удаления рассола с площадок строительства необходимо предусматривать исходя из наличия солепотребляющих предприятий в районе строительства и местных гидрогеологических, гидрологических и географических условий.

10.2.8 При эксплуатации бесшахтных резервуаров по рассольной схеме в составе сооружений следует предусматривать рассолохранилища.

10.2.9 На рассолопроводах хранилищ СУГ следует предусматривать устройство для отделения и отвода на свечу растворенного в рассоле и попавшего в него сжиженного газа.

10.2.10 Оборудование подземных резервуаров, эксплуатация которых осуществляется без замещения продукта хранения другой средой, должно обеспечивать регулирование давления в системе "скважина - выработка-емкость".

10.2.11 При строительстве эксплуатационных скважин и выработок-емкостей бесшахтных резервуаров в каменной соли следует предусматривать в проекте производства работ особенности проходки и крепления скважин в интервалах залегания солей, соблюдение технологического регламента сооружения выработок и обеспечение систематического контроля строительных процессов.

10.2.12 При строительстве наземных рассолохранилищ следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту водоемов и подземных вод от загрязнения строительным рассолом. При закачке строительного рассола в недра следует предусматривать мероприятия по поддержанию и восстановлению приемистости нагнетательных скважин.

10.3 Шахтные резервуары в породах с положительной температурой

10.3.1 В качестве выработок-емкостей следует предусматривать, как правило, подземные горизонтальные выработки камерного типа.

10.3.2 Размеры поперечного сечения выработок-емкостей должны приниматься максимальными для конкретных горно-геологических условий.

10.3.3 Выработки-емкости в устойчивых горных породах следует проектировать, как правило, без крепи или с применением анкерной крепи. Сплошную постоянную крепь следует предусматривать на участках геологических нарушений в комбинации с тампонажем породного массива в целях его укрепления и снижения проницаемости.

В неустойчивых горных породах выработки-емкости следует проектировать с применением сплошной постоянной крепи.

10.3.4 При расчете размеров и устойчивости незакрепленных выработок-емкостей следует руководствоваться требованиями СП 69.13330, СП 20.13330; при расчете выработок-емкостей с крепью следует руководствоваться требованиями СП 102.13330.

10.3.5 Расстояния между сбойками в спаренных выработках-емкостях должны приниматься в зависимости от технологии проходки, но не менее удвоенной ширины целиков между выработками-емкостями.

10.3.6 В хранилищах, предназначенных для одновременного хранения нескольких видов продуктов, следует предусматривать специальную околоствольную (коллекторную) выработку.

10.3.7 Заборные зумпфы подземного резервуара следует располагать в наиболее низких точках профиля выработок-емкостей.

10.3.8 На период эксплуатации шахтных резервуаров выработки и эксплуатационные скважины должны быть оборудованы трубопроводами для отбора и закачки продукта хранения, воды, выхода паровой фазы нефти и нефтепродуктов при "больших дыханиях" в процессе заполнения хранилища.

10.3.9 Для аварийного подъема людей при использовании эксплуатационных, вентиляционных или специальных скважин диаметр их должен определяться с учетом габаритов спасательной подъемной лестницы (или другого аналогичного устройства), но не менее 0,6 м в свету.

10.3.10 Для изоляции выработок-емкостей друг от друга или от внешней среды следует предусматривать герметичные перемычки.

Перемычки должны:

выдерживать давление, создаваемое хранимым продуктом;

быть непроницаемыми для хранимых продуктов, в том числе и в местах контакта с вмещающими породами;

обеспечивать пропуск необходимых технологических трубопроводов и коммуникаций;

сооружаться из материалов, не подвергающихся агрессивному воздействию со стороны хранимых продуктов и не оказывающих влияния на их товарные качества.

10.3.11 Для отбора хранимых продуктов и воды из шахтных резервуаров следует предусматривать подземные насосные станции или погружные насосы.

Подземные насосные станции, как правило, следует размещать в специальных камерах.

В резервуарах на один вид продукта насосные станции допускается размещать непосредственно во вскрывающих выработках.

Погружные насосы следует располагать непосредственно в стволах или эксплуатационных скважинах, пробуренных с поверхности земли в заборные зумпфы выработок-емкостей.

10.4 Бесшахтные и шахтные резервуары в многолетнемерзлых породах

10.4.1 В шахтном резервуаре следует предусматривать хранение, как правило, продукта одного вида. При необходимости хранения в резервуаре нескольких видов продуктов следует предусматривать возведение герметичных перемычек и объемно-планировочные решения, исключающие смешивание продуктов.

10.4.2 В качестве вскрывающей выработки следует предусматривать, как правило, один наклонный ствол. Допускается осуществлять вскрытие вертикальным стволом.

10.4.3 Выработки-емкости должны иметь уклоны не менее 0,002 по почве к месту отбора продукта, а по кровле, как правило, в сторону от ближайшей дыхательной скважины.

10.4.4 Внутренняя поверхность выработок-емкостей, как правило, должна иметь ледяную облицовку толщиной не менее 0,05 м.

10.4.5 Эксплуатационные скважины для приема продукта следует оборудовать устройствами, исключающими тепловое и гидравлическое разрушение породы в месте слива.

Допускается использовать в качестве эксплуатационных вентиляционные скважины периода строительства резервуара.

10.4.6 Эксплуатационные скважины для приема продукта с положительной температурой следует оборудовать двумя колоннами труб, в межтрубном пространстве которых следует предусматривать теплоизоляцию. Толщину теплоизоляции следует определять по условию недопущения оттайки пород на контакте с внешней колонной.

10.4.7 Для размещения насосного оборудования и уровнемеров следует предусматривать эксплуатационный шурф или скважину диаметром не менее 500 мм.

10.4.8 Эксплуатационные шурфы и скважины должны быть закреплены на всю глубину, а закрепное пространство загерметизировано.

10.4.9 Допускается создание подземной насосной станции с непогружными насосами при соблюдении мер, не допускающих оттаивания пород при работающем двигателе.

10.4.10 Следует, как правило, предусматривать смотровой шурф для доступа людей в выработки.

10.4.11 Устья стволов, шурфов и скважин должны иметь превышение не менее 1 м над поверхностью земли для предотвращения поступления сезонно-талых и паводковых вод в выработки.

10.4.12 При строительстве шахтных резервуаров в многолетнемерзлых породах следует осуществлять контроль температуры при возведении герметичных перемычек и намораживании ледяной облицовки.

11 Охрана окружающей среды

11.1 При проектировании и строительстве новых, расширении и реконструкции действующих подземных хранилищ следует руководствоваться требованиями законодательства и государственных нормативных актов по охране окружающей среды.

11.2 Подземные хранилища должны располагаться в зонах, обеспечивающих минимальную степень воздействия на недра, почвы, атмосферу и воды.

11.3 Конструкция всех элементов подземного хранилища и технология их эксплуатации должны обеспечивать минимально возможное техногенное воздействие на природную среду.

11.4 До начала сооружения подземных резервуаров и рассолохранилищ должны быть проведены базовая ландшафтно-геохимическая инвентаризация и выделение значимых для экологического мониторинга технологических и фоновых площадей и показателей.

11.5 При сооружении и эксплуатации подземных хранилищ должен проводиться экологический мониторинг сред, подверженных их воздействию, для выявления техногенной миграции загрязняющих веществ и оценки реальных изменений в окружающей среде.

11.6 Контролю подлежат:

охраняемые, в том числе питьевые воды;

водоносные горизонты, предназначенные для закачки рассола;

водоносные горизонты, предназначенные для технического водоснабжения;

первый надсолевой водоносный горизонт;

почвы;

геодинамическое состояние геологической среды;

смещения земной поверхности;

состав атмосферного воздуха.

11.7 Для контроля за режимом водоносных горизонтов, влияния закачки строительного рассола в зоне размещения подземных сооружений хранилищ, а также наземных рассолохранилищ и выпарных карт рассола следует предусматривать гидронаблюдательные скважины, которые должны быть пробурены, оборудованы и опробованы до начала сооружения подземных резервуаров.

11.8 На площадке подземного хранилища следует предусматривать закладку реперов и проводить измерения деформаций поверхности в зоне влияния подземных выработок при строительстве и эксплуатации подземного хранилища.

11.9 Оборудование шахтных резервуаров должно исключать выбросы в атмосферу паровоздушной смеси нефти и нефтепродуктов при первоначальном заполнении и "больших дыханиях".

11.10 Проектные решения подземного хранилища, расположенного на площади развития многолетнемерзлых пород, должны предусматривать сохранение растительного покрова.

11.11 При полной или частичной ликвидации хранилища подземные резервуары, наземное технологическое оборудование, сооружения, здания должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения и не оказывающее отрицательного влияния на окружающую среду.

Библиография

[1] СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений

[2] Правила устройства электроустановок (ПУЭ)

[3] СанПиН 2.1.4.1110-02 Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого назначения

___________________________________________________________

УДК 622.691 ОКС 93.010

Ключевые слова: каменная соль, рассол, подземные резервуары, обсадная колонна, подвесная колонна, нерастворитель, рассолохранилище, выработки-емкости, шахтные резервуары, многолетнемерзлые породы, напряженно-деформированное состояние, газ, нефть, горное давление

___________________________________________________________

Электронный текст документа

подготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:

официальное издание М.: Минрегион России, 2012 

СП 123.13330.2012 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ Актуализированная редакция СНиП 34-02-99

		

СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

СВОД ПРАВИЛ

ВЫБОР ТРУБ
ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

СП 34-101-98

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ "ТРАНСНЕФТЬ"

МОСКВА
1998

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РАЗРАБОТАН ассоциацией "Высоконадежный трубопроводный транспорт" при участии ИЭС им. Е.О. Патона, АК "Транснефть", АО "Роснефтегазстрой", АО "Институт транспорта нефти".

Коллектив авторов:

канд. техн. наук А.А. Рыбаков (руководитель работы, ИЭС им. Е.О. Патона), канд. техн. наук С.Е. Семенов, канд. техн. наук С.М. Билецкий (ИЭС им. Е.О. Патона), д-р техн. наук О.М. Иванцов (АО "Роснефтегазстрой"), В.И. Фомик (АО "Институт транспорта нефти"), В.П. Лобач (АК "Транснефть"), канд. техн. наук В.А. Ермаченков (АК "Транснефть"),

Под общей редакцией

акад. Б.Е. Патона, канд. техн. наук В.А. Динкова, проф. д-ра техн. наук О.М. Иванцова

2. СОГЛАСОВАН с Гостехнадзором России,

ОДОБРЕН Госстроем России,

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом по АК "Транснефть"

от 13 января 1998 г. № 4

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 1

1 область применения. 3

2 нормативные ссылки. 3

3 технические требования. 4

3.1 Требования к трубам и металлу для их производства. 4

3.2 требования к трубам, применяемым для захлестов, врезок, кривых вставок и других элементов нефтепровода. 9

3.3 Требования к технологическим процессам производства стали и труб. 9

4 правила контроля труб. 15

Приложение 1 Испытание на сплющивание. 21

Приложение 2 Метод испытания сварных соединений труб на статический изгиб.21

Приложение 3 Испытание образцов типа DWTT. 23

Приложение 4 Требования к рентгеновскому контролю.. 25

Приложение 5 Требования к ультразвуковому контролю.. 28

ВВЕДЕНИЕ

Свод Правил устанавливает рекомендуемые положения в развитие и обеспечение обязательных требований соответствующих разделов СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы".

При подготовке Свода Правил были учтены требования государственных стандартов, определяющие сортамент и требования к трубам различного назначения, методам испытания и контроля изделий. Изучены различные международные стандарты, в том числе действующие в рамках Европейского Союза, включая стандарты API 5L Specification for Line Pipes; ASME B31.4 Liquid Transportation System for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia and Alcohols; ASME В31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems; EN 10 208-2 Стальные трубы для трубопроводов, транспортирующих горючие жидкости. Техническиеусловияпоставки; CAN/CSA-Z183-М90 Oil Pipelines Systems, BS 8010:1992 Pipelines: Pipelines on Land: design, construction and installation: Section 2.8: Steel for oil and gas, BS 4515:1995 Specification for Welding of Steel Pipelines on Land and Offshore идр. Обобщены также требования различных технических условий и контрактов на поставку труб, а также рассмотрена технологическая документация на производство труб отечественными и зарубежными предприятиями. Вследствие выполненного анализа разработан документ, гармонизированный с международной нормативной базой.

Настоящий Свод Правил состоит из нескольких разделов. В первом разделе изложены общие положения, касающиеся условий применения разработанных норм и их взаимодействия с действующими нормативными документами. Далее рассмотрены непосредственно технические требования, включая требования к трубам и металлу для их производства, а также к технологическим процессам производства стали и труб. Отдельно приведены требования к трубам, применяемым для захлестов, врезок, кривых вставок и других элементов нефтепровода. В четвертом разделе сгруппированы основные положения правил контроля труб, осуществляемого с целью установления их соответствия заданным техническим требованиям. Дополнительно приведены приложения, в которых представлены методики неразрушающего контроля и определения механических свойств основного металла труб и сварных соединений. Таким образом, по структуре Свод Правил соответствует типовым международным стандартам аналогичного назначения. В то же время некоторые вопросы, например, требования к химическому составу стали, отдельным элементам производства стали и труб, объему и порядку выполнения контроля, рассмотрены в настоящем Своде Правил более широко, в том числе с учетом особенностей сооружения и эксплуатации нефтепроводов.

В настоящем разделе Свода Правил нашли отражение следующие новые положения:

· введены более жесткие, по сравнению со СНиП 2.05.06-85 и соответствующими государственными стандартами, требования к отдельным нормируемым показателям размеров труб, в частности к допустимым отклонениям наружного диаметра корпуса труб и по их торцам. Необходимость такого ужесточения обусловлена требованиями к качеству сборки и сварки труб при сооружении нефтепроводов, оговоренными другими действующими нормативными документами. Новые показатели находятся на уровне основных зарубежных нормативных документов, в частности API 5L, EN 10 208-2 и др.;

· введены дополнительные ограничения к высоте усиления внутреннего шва труб при использовании дуговой сварки. Кроме того, по аналогии с зарубежными стандартами, установлены требования по удалению грата при сварке труб токами высокой частоты;

· введены дополнительные требования к химическому составу стали, в том числе в части ограничения содержания микролегирующих добавок и вредных примесей. Введение указанных требований имеет целью повышение качества стали для труб и улучшение ее свариваемости, в частности, повышение хладостойкости сварных соединений и снижение опасности холодного растрескивания металла шва в процессе производства труб и при сварке нефтепроводов;

· впервые в отечественном нормативном документе при определении оптимального химического состава стали дополнительно к эквиваленту углерода предложено использовать параметр стойкости против растрескивания, являющийся общепризнанной в мировой сварочной практике характеристикой свариваемости и позволяющий ограничить опасность холодного растрескивания при сварке труб и монтаже трубопроводов;

· химический состав трубной стали, как и в стандарте API 5L и других аналогичных стандартах, предложено определять на основании контрольного анализа готовой продукции;

· дополнительно к требованиям СНиП 2.05.06-85 рекомендовано проверять ударную вязкость металла шва и зоны термического влияния сварных соединений труб на образцах с V-образным надрезом. Этот критерий с большей достоверностью можно рассматривать в качестве характеристики трещиностойкости металла. Нормируемые показатели таких испытаний установлены на основании специальных исследований, а также с учетом требований международных стандартов. Для микролегированных сталей предусмотрена возможность дополнительной оценки ударной вязкости сварных соединений на образцах с надрезом по металлу структурно-гетерогенного участка зоны термического влияния;

· долю вязкой составляющей на образцах DWTT, по аналогии с международными нормами, предложено оценивать на образцах с прессованным надрезом;

· требования к допустимым расслоениям в основном металле труб приведены в соответствие с международными стандартами. Впервые введены специальные требования к допустимым размерам и расположению расслоений для зон основного металла, примыкающих к линии сплавления швов, что позволит существенно снизить опасность возникновения дефектов в сварных соединениях, провоцируемых указанными расслоениями;

· для труб, используемых при выполнении захлестов, врезок, гнутых вставок и других элементов трубопроводов, работающих при сложном характере напряжений, установлены дополнительные требования к точности их размеров, допустимости дефектов, в том числе расслоений, и отдельным характеристикам механических свойств металла;

· впервые в нормативный документ введен специальный раздел, в котором сформулированы требования к технологическим параметрам процесса производства труб. Выполнение этих требований является важнейшим элементом комплексного подхода к обеспечению надежности труб. В разделе установлены требования к применяемой исходной заготовке, ряду основных технологических процессов ее производства, сварочным материалам, а также процессам формовки, сварки и отделки труб. Здесь же рекомендовано, при необходимости, использовать нормируемые показатели структурного состояния листового или рулонного проката, включая требования к загрязненности неметаллическими включениями, твердости металла, осевой сегрегационной неоднородности и другим показателям;

· с учетом требований международных стандартов, например API 5L, EN 10 208-2, BS 8010 и др. впервые использован комплексный подход при формировании правил контроля труб. В этот раздел включены требования к выполнению входного контроля исходных материалов, к методам и объему контроля технологических параметров производства труб, а также к сдаточному контролю при определении соответствия труб установленным требованиям. Здесь же приведен регламент контроля труб и порядок его согласования между Заказчиком и Производителем труб;

· увеличен объем неразрушающего контроля металла труб физическими методами. В частности, введен 100%-ный ультразвуковой контроль листовой стали, используемой для изготовления труб.

Эти и другие вновь введенные требования направлены на повышение ресурса и надежности труб, применяемых для сооружения нефтепроводов.

СВОД ПРАВИЛ

ВЫБОР ТРУБ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

SELECTION OF PIPES FOR CONSTRUCTION AND CAPITAL REPAIR OF TRUNK OIL PIPELINES

Дата введения1998-03-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящие нормы распространяются на выбор труб при проектировании новых и реконструируемых магистральных нефтепроводов диаметром 325-1220 мм с избыточным рабочим давлением до 7,4 МПа (75 кГс/см2).

1.2 Правила разработаны на основе действующих Строительных Норм и Правил (СНиП), а также государственных стандартов. Наряду с этим Правила содержат более широкий комплекс требований к трубам по сравнению с указанными нормативными документами. Выполнение требований настоящих Правил обеспечивается техническими условиями, согласованными при оформлении контрактов или заказов на поставку труб.

1.3 Трубы, предназначенные для строительства и ремонта магистральных нефтепроводов, должны быть аттестованы в соответствии с требованиями Госгортехнадзора РФ и органов государственной сертификации.

1.4 Технологические процессы производства должны обеспечивать качественные характеристики труб в соответствии с требованиями настоящих Правил. Нормативная технологическая документация на их производство должна быть утверждена в установленном порядке.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящих Правилах использованы ссылки на следующие стандарты и нормативные документы:

ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытаний на растяжение

ГОСТ 1778-70 Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений

ГОСТ 5639-82 Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна

ГОСТ 5640-68 Металлографические методы оценки микроструктуры листов и ленты

ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7564-73 (Стандарт СЭВ. СЭВ 2859-81, ИСО 377-85) Сталь. Общие правила отбора проб, заготовок и образцов для механических и технологических испытаний.

ГОСТ 7566-81 Прокат и изделия дальнейшего передела. Правила приемки, маркировки, упаковки, транспортирования и хранения

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

ГОСТ 14637-89 (ИСО 4995-78) Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия

ГОСТ 19903-74 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент

ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия

СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы

СНиП 10-01-94 Система нормативных документов в строительстве. Основные положения

3 ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

3.1 Требования к трубам и металлу для их производства

3.1.1 Для строительства магистральных нефтепроводов применяют сварные трубы диаметром 325-1220 мм, изготавливаемые из углеродистой и низколегированной стали. Трубы для магистральных трубопроводов могут подвергаться термической обработке. Используют трубы прямошовные (с одним или двумя продольными швами) и спиральношовные. Для строительства магистральных нефтепроводов, кроме участков категорий В, I и II согласно СНиП 2.05.06-85, допускается применение труб, изготовленных путем соединения кольцевым швом двух коротких труб. Трубы могут быть изготовлены с применением дуговой (ДС) или высокочастотной (ВЧС) сварки. Трубы должны удовлетворять требованиям Строительных норм и Правил (СНиП), действующих стандартов и настоящих Правил.

Спиральношовные трубы не допускается применять для участков, входящих в состав крановых узлов, узлов подключения, узлов пуска и приема очистных устройств линейной части магистральных нефтепроводов, а также для изготовления соединительных деталей трубопроводов, в том числе гнутых отводов и кривых вставок.

В качестве исходной заготовки для производства труб используется листовой или рулонный прокат в горячекатаном, термически обработанном или термомеханически упрочненном состоянии.

Применяется сталь с нормируемыми характеристиками (химический состав, сплошность, механические свойства и др.), обеспечивающими качественные показатели труб в соответствии с предъявляемыми к ним требованиями.

3.1.2 Конструкционную прочность металла труб обеспечивают на основе использования листовой или рулонной стали с требуемыми качественными показателями, гарантируемых характеристик геометрических параметров, сплошности и механических свойств, а также применения регламентируемых технологических процессов производства и контроля труб.

Конструкционную прочность сварных соединений труб обеспечивают на основе гарантируемых характеристик применяемой стали, регламентируемых формы, сплошности и механических свойств сварного соединения, а также использования регламентируемых процессов сварки труб, последующей обработки и контроля сварных соединений.

С целью обеспечения конструкционной прочности изготавливаемые трубы должны отвечать комплексу различных технических требований, регламентируемых настоящими Правилами.

Требования к трубам устанавливаются стандартами и техническими условиями, разрабатываемыми на основе СНиП, настоящих Правил, ГОСТ 20295 и других действующих нормативных документов.

При оформлении заказов на трубы по ГОСТ 20295 должны специально оговариваться требования к ударной вязкости металла при нормативных температурах строительства и эксплуатации, а также другие требования, оговоренные указанными выше документами.

3.1.3 Сортамент труб (номинальный наружный диаметр и номинальная толщина стенки) должен соответствовать требованиям действующих стандартов и технических условий. По согласованию между Заказчиком и Производителем труб допускается поставка труб с нормированием номинального внутреннего диаметра.

Отклонение наружного диаметра (Dн) корпуса труб от номинальных размеров не должно превышать ± 2,0 мм.

Отклонение наружного диаметра торцов труб от номинальных размеров на расстоянии не менее 200 мм не должно превышать ± 1,6 мм для труб диаметром 820 мм и более и ± 1,5 мм для труб диаметром менее 820 мм.

Разность фактических диаметров по концам одной и той же трубы не должна превышать 1,6 мм при номинальном наружном диаметре труб менее 530 мм, и 2,4 мм при номинальном наружном диаметре труб 530 мм и более.

Номинальную толщину стенки труб принимают кратной 0,1 мм. Допуск на толщину стенки труб определяют согласно действующим стандартам, при этом для труб с коэффициентом надежности по материалу согласно СНиП 2.05.06-85, равным 1,34, минусовый допуск на толщину стенки должен быть не более 5 % номинальной толщины стенки.

При изготовлении труб из нескольких стыкуемых конструктивных элементов или листов разность фактических толщин стенок этих элементов или стенок листов, не должна превышать 1 мм.

Длина поставляемых Производителем труб должна находиться в пределах 10500-11600 мм. По согласованию между Заказчиком и Производителем труб могут поставляться трубы длиной до 18000 мм.

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

Другие требования к размерам труб принимают в соответствии с действующими стандартами.

3.1.4 Поперечное сечение трубы должно быть круглым. Обнаруживаемые визуально местные перегибы и гофры, а также вмятины глубиной более 6 мм на поверхности трубы не допускаются.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 % при толщине стенки трубы менее 20 мм. Овальность труб с толщиной стенки 20 мм и более не должна превышать 0,8 %.

Отклонение профиля поверхности от окружности номинального диаметра на участке длиной 200 мм со сварным соединением не должно превышать 0,15 % номинального диаметра трубы.

3.1.5 Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торца трубы относительно образующей (косина реза) не должно превышать 1,0 мм при диаметре труб до 530 мм и 1,6 мм при диаметре трубы 530 мм и более.

3.1.6 Концы труб должны иметь форму и размеры скоса и притупления кромок, соответствующие применяемой технологии сварки при строительстве и ремонте трубопроводов. Требования к профилю торцов труб оговаривают при заказе. При отсутствии указанных требований для труб с номинальной толщиной стенки менее 15 мм выполняют фаску с углом скоса 30° и допускаемыми отклонениями + 5°/- 0°. Для труб с номинальной толщиной стенки 15 мм и более используют фигурную форму разделки кромок, размеры которой устанавливают нормативной документацией. Притупление должно быть в пределах 1-3 мм.

3.1.7 Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, несплавлений и других дефектов формирования шва.

При изготовлении труб с применением ДС высота усиления наружного шва должна находиться в пределах 0,5-2,0 мм для труб со стенкой толщиной до 10 мм включительно и 0,5-2,5 мм для труб со стенкой толщиной свыше 10 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть в пределах 0,5-3,0 мм. На концах труб на длине не менее 150 мм усиление внутреннего шва должно удаляться до высоты 0-0,5 мм.

При изготовлении труб с применением ВЧС наружный и внутренний грат сварного шва должен быть удален без образования ступенек и других резких переходов к поверхности трубы. Высота оставшегося после снятия грата выступа не должна превышать 1,0 мм. На расстоянии от торца трубы не менее 200 мм высота выступа, оставшегося после снятия внутреннего грата, должна быть не более 0,5 мм. В месте удаления грата допускается утонение стенки, не выводящее ее толщину за пределы минусового допуска.

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

3.1.8 Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают категорий прочности до К65 включительно. Конкретный химический состав стали определяют по согласованию между Заказчиком и Производителем труб в зависимости от категории прочности, исполнения (обычное, хладостойкое) и технологии изготовления труб. Химический состав применяемых сталей должен соответствовать требованиям стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке.

3.1.9 При изготовлении труб с применением ДС содержание углерода не должно превышать 0,22 % в углеродистой, 0,20 % в низколегированной и 0,18 % в низколегированной стали с микролегирующими добавками ниобия, ванадия, титана и других элементов (далее микролегированной стали). Низколегированная и микролегированная сталь должна содержать не более 0,010 % серы, 0,020 % фосфора и 0,010 % азота. В углеродистой стали допускается не более 0,025 % серы, 0,030 % фосфора.

Сталь для хладостойких труб диаметром 1020 мм и более должна содержать не более 0,12 % углерода и 0,30 % кремния, 0,006 % серы, 0,016 % фосфора, 0,007 % азота, если эти требования оговорены Контрактом.

При изготовлении труб с применением ВЧС рекомендуется применять сталь с содержанием не более 0,10 % углерода, 0,006 % серы, 0,020 % фосфора, 0,008 % азота. Отношение содержания марганца и кремния должно находиться в пределах от 4 до 10.

3.1.10 Сталь должна хорошо свариваться способами дуговой и контактной стыковой сварки, применяемыми при изготовлении труб, строительстве и ремонте трубопроводов.

Свариваемость стали обеспечивается на основе нормирования характеристик химического состава, структуры, сплошности, механических свойств исходной заготовки, а также регламентирования требований к конструктивному исполнению и технологическому процессу получения и контроля сварных соединений.

Величина эквивалента углерода Сэ и параметра стойкости против растрескивания при сварке Рсм стали, применяемой для производства труб, не должна превышать 0,43 и 0,24, соответственно. Формулы для определения Сэ и Рсм приведены в п. 4.8.

По согласованию между Заказчиком и Производителем труб могут быть установлены более жесткие характеристики Сэ и Рсм стали.

С целью обеспечения хорошей свариваемости стали для хладостойких труб диаметром 1020 мм и более рекомендуемые ниже содержания стандартных микролегирующих добавок (ниобия - не более 0,04 %, ванадия - не более 0,07 % и титана - не более 0,035 %) должны обеспечиваться в 90 % плавок стали, входящих в объем поставки. Допускается поставка стали с содержанием титана до 0,09 % при условии отсутствия в ней ниобия и ванадия (суммарное остаточное содержание Nb и V - не более 0,015 %) и ограничения содержания азота не выше 0,006 %.

Суммарное содержание ниобия, ванадия и титана в микролегированной стали не должно превышать 0,16 %.

Применение стали с содержанием более 0,3 % хрома, никеля, меди и молибдена, а также стали с содержанием бора в количестве 0,001 % и более допускается при условии проведения квалификационных испытаний труб и положительного заключения Заказчика.

3.1.11 При условии обеспечения требуемых механических свойств и характеристик свариваемости (Сэ, Рсм) металла допускаются следующие отклонения по верхнему пределу содержания химических элементов, %:

углерод                        + 0,01

марганец                      + 0,05

кремний                       + 0,05

титан                            + 0,01

ниобий                         + 0,01

алюминий                    + 0,01

ванадий                        + 0,01

медь                              + 0,05

никель                          + 0,05

сера                               + 0,001

фосфор                         + 0,005

3.1.12 Требования к механическим характеристикам металла труб определяются техническими условиями или стандартами, утвержденными в установленном порядке.

Требования к механическим свойствам основного металла и сварных соединений труб устанавливают с учетом обеспечения нижеследующих нормативных показателей.

3.1.12.1 Отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву основного металла труб не должно превышать 0,75 для углеродистой стали, 0,8 для низколегированной стали, 0,85 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,9 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Максимальные значения предела текучести и временного сопротивления разрыву основного металла не должны превышать нормативные показатели более чем на 98,1 МПа. Допускается превышение регламентируемых значений предела текучести на 19,2 МПа при условии, что отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву не будет превышать 0,75 для низколегированной стали, 0,8 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,85 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть не менее 20 %.

3.1.12.2 Временное сопротивление разрыву сварных соединений труб должно быть не ниже нормы, установленной для основного металла.

3.1.12.3 Ударная вязкость на образцах с острым надрезом, изготовленных из основного металла труб с номинальной толщиной стенки 6 мм и более, должна удовлетворять требованиям, указанным в таблице 1.

Таблица 1 Ударная вязкость основного металла труб на образцах с острым надрезом

Условный диаметр труб, мм

Рабочее давление, МПа (кГс/см2)

Ударная вязкость при минимальной температуре эксплуатации нефтепровода, Дж/см2 (кГс м/см2), не менее

основной металл труб, образцы типа 11-13 по ГОСТ 9454KCV

сварное соединение труб, образцы типа IX-XI по ГОСТ 6996

для металла шва KCV ШП

для зоны сплавления KCV ЗСП

до 500

7,4 и менее (75 и менее)

29,4 (3,0)

-

-

500-600

7,4и менее (75 и менее)

39,2 (4,0)

-

-

700-800

7,4 и менее (75 и менее)

39,2 (4,0)

-

-

1000

5,4 и менее (55 и менее)

39,2 (4,0)

-

-

1000

7,4 и менее (75 и менее)

49,0 (5,0)

-

34,3 (3,5)

1200

5,4 и менее (55 и менее)

49,0 (5,0)

34,3 (3,5)

34,3 (3,5)

1200

7,4 и менее (75 и менее)

58,8 (6,0)

34,3 (3,5)

39,2 (4,0)

Примечание. Минимальная температура эксплуатации указывается в проекте и вносится в спецификацию при оформлении заказа на трубы.

Нормативные показатели ударной вязкости основного металла труб на образцах с круглым надрезом следует принимать в зависимости от толщины стенки труб по таблице 2.

3.1.12.4 По требованию Заказчика могут быть установлены нормативные показатели вязкой составляющей излома основного металла труб на образцах DWTT. При этом доля вязкой составляющей в изломе образцов DWTT при минимальной температуре эксплуатации нефтепроводов для труб с условным диаметром 800 мм и менее должна быть не менее 50 %, а для труб с условным диаметром более 800 мм - не менее 60 %.

3.1.12.5 Ударная вязкость металла сварного соединения должна удовлетворять требованиям, указанным в таблицах 1, 2.

Таблица 2 Ударная вязкость основного металла труб на образцах с круглым надрезом

Номинальная толщина стенки труб, мм

Ударная вязкость при температуре, равной минус 60° С для районов Крайнего Севера и минус 40°С для остальных районов, Дж/см2 (кГс м/см2)

основной металл труб, образцы типа 1-3 по ГОСТ 9454KCU

сварное соединение (металл шва KCU ШП и зоны сплавления KCU ЗСП), образцы типа VI-VIII по ГОСТ 6996

6-10

39,2 (4,0)

29,4 (3,0)

> 10-15

49,0 (5,0)

29,4 (3,0)

> 15-25

49,0 (5,0)

39,2 (4,0)

> 25-30

58,8 (6,0)

39,2 (4,0)

> 30-45

-

39,2 (4,0)

3.1.12.6 Требования к деформационной способности металла труб, оцениваемой по результатам испытаний на сплющивание и статический изгиб, устанавливают в соответствии с приложениями 1 и 2.

3.1.12.7 Значения твердости металла в любом участке сварного соединения труб рекомендуется ограничить 260 HV10. Твердость металла в зоне осевой сегрегационной неоднородности не должна превышать 350 HV10.

3.1.13 В металле труб не допускаются трещины, плены, рванины, а также расслоения, выходящие на поверхность или торцевые участки металла.

Незначительные забоины с плавными очертаниями, рябизна и окалина допускаются при условии, если они не выводят толщину стенки за пределы допустимых отклонений.

В сварных соединениях, выполненных ДС, не допускаются трещины, непровары, выходящие на поверхность свищи и поры, подрезы глубиной более 0,4 мм, несплавления.

В сварных соединениях, выполненных ВЧС, не допускаются трещины, несплавления, окисные пленки, раздвоения неудаленной части наружного или внутреннего грата.

3.1.14 В основном металле труб, за исключением прикромочных зон сварного соединения и торцевых участков труб, допускаются расслоения, если их размер в любом направлении не превышает 80 мм, а площадь не превышает 5000 мм2.

Расслоения площадью менее 5000 мм2 и длиной в любом направлении 30 мм и более, но не более 80 мм должны располагаться друг от друга на расстоянии не менее 500 мм.

Цепочка расслоений является недопустимой, если ее суммарная длина превышает 80 мм. Цепочкой являются расслоения размером менее 30 мм в любом направлении, отстоящие друг от друга на расстоянии менее толщины стенки трубы. Общую длину цепочки определяют суммой длин отдельных расслоений цепочки.

В зонах основного металла шириной 10 мм, примыкающих к линии сплавления продольного, спирального, кольцевого шва, а также стыкового шва, соединяющего рулонные полосы, и в зонах, примыкающих к торцам трубы на длине не менее 25 мм, не допускаются расслоения, площадь которых превышает 100 мм2. Линейный размер расслоения параллельно продольному, спиральному или стыковому шву не должен превышать 20 мм. Линейный размер расслоения параллельно кольцевому шву или торцевой кромке трубы не должен превышать 3,2 мм. В перечисленных зонах на длине 1 м не должно быть более 4 расслоений указанных размеров. Для труб с толщиной стенки 6 мм и более расслоения допустимых размеров должны располагаться по толщине стенки на расстоянии 3 мм и более от наружной и внутренней поверхности трубы.

Допустимые размеры внутренних (не выходящих на поверхность) шлаковых включений и пор в швах труб, изготовленных с применением ДС, должны соответствовать требованиям, приведенным в приложении 4.

3.1.15 Давление гидроиспытания должно вызывать в стенке трубы заданной нормативной толщины с учетом минусового допуска кольцевое напряжение, величина

СП 34-101-98 ВЫБОР ТРУБ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

		

Система нормативных документов в строительстве

СВОД ПРАВИЛ
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

СП 34-106-98

МОСКВА 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РАЗРАБОТАН научно-исследовательским и проектным предприятием по сооружению и эксплуатации подземных хранилищ ООО "Подземгазпром" ОАО "Газпром"

2. ВНЕСЕН ООО "Подземгазпром" ОАО "Газпром"

3. ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Управлением проектирования и экспертизы ОАО "Газпром"

4. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом ОАО "Газпром" от 15.01.99 №5

5. ОДОБРЕН Госстроем России (письмо от 15.12.98 № 13-669)

6. СОГЛАСОВАН с ГУГПС МВД России (письмо от 18.12.97 № 70/7.7/7696); Госгортехнадзором России (письмо от 20.06.97 № 10-03/325); Госсанэпиднадзором России (письмо от 07.08.97 № Д01-13/904-111); Министерством природных ресурсов РФ (письмо от 14.08-97 № 21-19/152); Государственным комитетом РФ по охране окружающей среды (приказ от 31.12.97 № 586)

7. ВЗАМЕН ВСН 51-5-85

 

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

underground storages of natural gas, oil and processing products

Дата введения 1999-03-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий Свод правил является приложением к СНиП 34-02-99 «Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки» и применяется при проектировании и строительстве подземных хранилищ газа, нефти, газового конденсата и продуктов их переработки (далее - подземные хранилища) с резервуарами, сооружаемыми в каменной соли и других горных породах.

2 ПРАВИЛА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ УСТЬЯМИ СОСЕДНИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН БЕСШАХТНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В КАМЕННОЙ СОЛИ

2.1 Расстояние между устьями соседних эксплуатационных скважин а,м, следует определять по формуле

,                                             (1)

где r - радиус выработки-емкости резервуара*, м;

ad - допустимое отклонение оси скважины от вертикали на отметке кровли выработки-емкости,м;

п - коэффициент, учитывающий погрешности формообразования в зависимости от принятой технологической схемы строительства, принимаемый равным для схемы растворения соли:

сверхувниз.....................................................0,1

то же, снизу вверх..........................................0,5

для комбинированных и иных схем.............0,2;

k - коэффициент, учитывающий возможную асимметричность формы выработки-емкости по геологическим условиям, определяемый по таблице 1.

Таблица 1

Морфологический тип
месторождения

Значение коэффициента k при схеме растворения

сверху вниз

снизу вверх

комбинированной и иной

Пластовый и пластово-линзообразный

0,2

0,7

0,4

Куполо - и штокообразный

0,5

1,5

1

* Если соседние выработки-емкости имеют разные размеры, то значение r в формуле (1) принимается равным большему радиусу.

2.2 Вмощных соляных залежах расстояние между устьями скважин допускается уменьшатьза счет двух- илимногоярусного расположениявыработок-емкостей резервуаров. При этом величина целикамежду соседними выработками-емкостями по кратчайшему расстоянию между стенками должна соответствовать требованиям формулы (1), а расстояние от стенки выработки-емкостидо соседних скважин должно быть не менее 50 м.

2.3 При необходимости вытеснения продукта из подземного резервуара ненасыщенным рассолом или водой следует произвести расчет увеличения объема выработки-емкости в процессе эксплуатации и определениеее конечной конфигурации. Значение r в формуле (1) принимается в соответствии с конечной конфигурацией. Увеличение объема выработки-емкости должно быть запланировано на стадии проектирования резервуара в соответствии с потребностями в расширении объема хранения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ВЫБРОСА СУГ, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ АВАРИЙНОЙ РАЗГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ БЕСШАХТНОГО РЕЗЕРВУАРА В КАМЕННОЙ СОЛИ

2.4 Объем выброса продукта хранения Ve, м3, при аварийной разгерметизации устьевойобвязки скважины допускается определять по формуле

                                (2)

где DP - изменение давления внутри резервуара при разгерметизации устьевой обвязки, Па;

e - степень заполнения резервуара продуктами (в долях единицы);

cb - изотермический коэффициент сжимаемости рассола, 1/Па, для насыщенного рассола допускается принимать равным 2,3·10-10 1/Па;

cp - изотермический коэффициент сжимаемости продукта, 1/Па, допускается принимать равным (8-12)·10-10 1/Па, где нижние значения коэффициента относятся к дизельным топливам, верхние - к бензинам;

cp - дляСУГ следует принимать по имеющимся справочным данным;

Кs - коэффициент концентрации напряжений на контуре выработки-емкости, принимаемый равным:

для выработок-емкостейсферической или близкой к сферической формы - 1,5;

для выработок-емкостей, вытянутых вдольоси скважины (цилиндрической или близкой к ней формы) - 2;

Е - модуль деформации каменной соли, Па

Н - длина скважины, м;

S1 - сечение столба рассола, м2;

P0- начальное давление в выработке-емкости, Па.

Примечание. При расчете вместимости обвалования уровень разлившейся жидкости при максимальном объеме излива следует принимать ниже верхней отметки гребня обвалования на 0,2 м.

Высота обвалования должна быть не менее 1 м и ширина по верху насыпи не менее 0,5 м.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ ЗАЛОЖЕНИЯ КРОВЛИ ВЫРАБОТКИ-ЕМКОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕЗЕРВУАРА

2.5Минимальную глубину заложения кровли выработки-емкости подземного резервуара, эксплуатирующегося в условиях избыточного давления, Hmin, м, при сооружении резервуаров в непроницаемых породах следует определять по формуле

                                                        (3)

где Рmax - максимально допускаемое эксплуатационное давление, Па, принимаемое:

для бесшахтных резервуаров в каменной соли на уровне башмака основной обсадной колонны;

для шахтных резервуаров в породах с положительной температурой - на уровне кровли выработки-емкости;

gf -коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый:

0,85 - для бесшахтных резервуаров в каменной соли при спокойном или пластово-линзообразном залегании соли, когда надсолевая толща представлена непроницаемыми породами;

0,75 - в остальных случаях;

а - длина необсаженной части скважины, м (только для бесшахтных резервуаров в каменной соли);

rr - усредненная плотность пород, залегающих выше башмака основной обсадной колонны (для бесшахтных резервуаров) и выше кровли выработки (для шахтных резервуаров), кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

                                                (4)

здесь п - число слоев;

           ri - плотность пород i-слоя, кг/м3;

           тi – мощность i-слоя, м.

2.6 В проницаемых породах глубину заложения кровли выработок-емкостей шахтных резервуаров в породах с положительной температурой, следует выбирать с таким расчетом, чтобы величина подпора подземных вод на кровлю выработок-емкостей превышала внутреннее давление в резервуаре не менее чем на 0,05 МПа.

2.7 Глубину заложения кровли шахтных резервуаров в вечномерзлых породах, следует принимать, как правило, ниже слоя сезонных колебаний температуры, либо по условиям герметичности и устойчивости.

2.8 Оценочная классификация горных пород по экранирующей способности приведена в таблице 2.

 

Таблица 2

Экранирующая способность горных пород

Давление прорыва через водонасыщенную породу, МПа

Коэффициент проницаемости по газу e · 108, мкм2

Коэффициент водонасыщенности породы, %

Высокая

Более 7

Менее 1

85 и более

Повышенная

Более 4 до 7

Более 10 до 1

То же

Средняя

Более 1,5 до 4

Более 102 до 10

То же

Пониженная

Более 0,5 до 1,5

Более 103 до 102

То же

Низкая

Более 0,1 до 0,5

Более 104 до 103

То же

Очень низкая

Более 0,01 до 0,1

Более 105 до 104

25 и более

Примечания:

1. Коэффициенты проницаемости по газу e и водонасыщенности пород определяются при инженерно-геологических изысканиях.

2. Оценку пригодности пород следует производить по величине давления прорыва через водонасыщенную породу, при этом давление прорыва должно быть не менее избыточного давления в выработке-емкости.

ОЦЕНКА ЭКРАНИРУЮЩИХ СВОЙСТВ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ПОРОД

2.9Экранирующие свойства массивов вечномерзлых пород, предназначаемых для строительства подземных резервуаров, рекомендуется оценивать по данным опытных наливов светлых нефтепродуктов, подлежащих хранению, в разведочные скважины.

Допускается в качестве испытательной жидкости использовать керосин и реактивное топливо независимо от видов подлежащих хранению светлых нефтепродуктов.

2.10 Испытываемый интервал в разведочной скважине перед наливом испытательной жидкости должен быть проработан буровым инструментом "всухую". Диаметр бурового инструмента должен быть равен или больше диаметра ствола скважины.

2.11 Замеры глубин забоя скважины и уровня жидкости в начальный период следует производить не реже одного раза в сутки, после стабилизации уровня и забоя периодичность измерений может быть увеличена, но не реже одного раза в десять суток.

2.12 Вечномерзлые породы в испытанном интервале глубин считаются пригодными для размещения выработок-емкостей, если средняя за период наблюдений скорость понижения уровня испытательной жидкости в скважине, после стабилизации ее забоя, не превышает 0,5 см/сут.

2.13 При скорости понижения уровня жидкости более 0,5 см/сут., проницаемый пласт следует перекрыть ледяной пробкой, путем налива в скважину воды, до заданной отметки. Объем подаваемой в скважину воды следует определять расчетом.

2.14 При наличии в геологическом разрезе площадки проницаемых пропластков продолжительность наблюдений за уровнем испытательной жидкости в разведочных скважинах должна быть не менее трех месяцев; при отсутствии таких пропластков - не менее 15 суток после стабилизации скважины.

2.15По окончании опытных наливов испытательная жидкость из разведочной скважины вытесняется водой, собирается или сжигается на месте.

СРОКИ ХРАНЕНИЯ ТОПЛИВА В ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ РАЗЛИЧНОГО ТИПА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ СОХРАНЕНИЕ КАЧЕСТВА В ПРЕДЕЛАХ ТРЕБОВАНИЙ ГОСТ И ТУ НА МЕСТЕ ПРИМЕНЕНИЯ

Таблица 3

Наименование топлива

Типы подземных резервуаров

Срок хранения, лет

Авиационные бензины

Бесшахтные в каменной соли с температурой до 25°С

8

Шахтные в вечномерзлых породах

10

Автомобильные бензины А-72, А-76

Бесшахтные в каменной соли с температурой

до                                                25°С

12

                                -"-                26-35°С

9

                                -"-                36-45°С

5

Шахтные в породах с положительной температурой (неэтилированные бензины)

15

Шахтные в вечномерзлых породах

15

Автомобильные бензины АИ-91, АИ-93, АИ-95

Бесшахтные в каменной соли с температурой до 25°С

15

до                                                25°С

15

                                -"-                26-35°С

11

                                -"-                36-45°С

6

Шахтные в вечномерзлых породах

15

Дизельное топливо всех марок

Бесшахтные в каменной соли с температурой

до                                                25°С

15

                                -"-                26-35°С

11

                                -"-                36-45°С

7

Шахтные в порода с положительной температурой

15

Шахтные в вечномерзлых породах

15

Авиационный керосин

Бесшахтные в каменной соли с температурой

до                                                25°С

12*

                                -"-                26-35°С

9*

                                -"-                36-45°С

7*

Шахтные в породах с положительной температурой

15*

Шахтные в вечномерзлых породах

15*

* Сроки хранения, обеспечивающие сохранение качества в пределах норм ГОСТ,но не согласованные с организациями, эксплуатирующими авиационную технику (согласованные сроки хранения - до 5 лет во всехтипах хранилищ).

 

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ОБЪЕМНО-ПЛАНИРОВОЧНЫЕ СХЕМЫ

2.16 Бесшахтные резервуары в каменной соли вертикального типа показаны на рисунках 1 и 2.

 

Рисунок 1 - Расположение выработок-емкостей

 

а) на одном уровне


б) на различных уровнях


в) двухъярусное на одной вертикальной скважине


 

Рисунок 2 - Расположение выработок-емкостей по сетке

 

а) треугольной


б) ромбической


в) квадратной


а - расстояние между центрами выработок-емкостей

r - радиус выработки-емкости

 

2.17 Шахтные резервуары в породах с положительной температурой и в вечномерзлых породах показаны на рисунках 3-6.

 

Рисунок 3 - Вскрывающие выработки

а) вертикальный ствол


б) наклонный ствол


в) наклонный спиральный ствол


Рисунок 4 - Выработки-емкости для нескольких видов продукта (а) и для одного вида продукта (б)

а


б

1 - выработка-емкость; 2 - герметичная перемычка; 3 - коллекторная выработка; 4 - ствол

 

Рисунок 5 - Узел герметизации выработок-емкостей

а)


б)


в)


а) кровля выработки-емкости ниже почвы подходной выработки;

б) почва выработки-емкости в одном уровне с почвой подходной выработки;

в) почва выработки-емкости выше уровня кровли подходной выработки

 

Рисунок 6 - Формы поперечных сечений выработок-емкостей


а) прямоугольно-сводчатая с полуциркульным сводом;

б) прямоугольно-сводчатая с коробовым сводом;

в) арочная (подквообразная);

г) трапецевидно-сводчатая;

д) прямоугольная;

е) трапецевидная;

ж) прямоугольно-трапецевидная;

з) прямоугольно-трапециевидная с наклонной кровлей;

и) круглая

ОЦЕНКА ДЛИТЕЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ВЫРАБОТОК-ЕМКОСТЕЙ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В ПОРОДНЫХ МАССИВАХ, ПРОЯВЛЯЮЩИХ РЕОЛОГИЧЕСКИЕ 
СП 34-106-98 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ