Утративший силу
8.29 При удалении предприятия поставщика или узла врезки нефтепродуктопровода (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 случае их следует предусматривать на выходе нефтепродуктопровода с предприятия или в узле врезки нефтепродуктопровода (отвода) в магистральный нефтепродуктопровод.
8.30 Узлы пуска разделительных, очистных устройств и средств диагностики диаметром 200 мм и более следует размещать на предприятиях поставщика или в узле врезки нефтепродуктопровода (отвода) в магистральный нефтепродуктопровод, а узел приема - на предприятии-потребителе.
8.31 Узлы запорной и регулирующей арматуры, учета количества нефтепродукта, пуска и приема разделительных, очистных устройств и средств диагностики, устанавливаемые на нефтепродуктопроводе, должны иметь ограждение.
8.32 Строительные конструкции сооружений на нефтепродуктопроводе надлежит принимать не ниже II степени огнестойкости.
8.33 На трассе нефтепродуктопровода следует устанавливать опознавательные знаки установленных образцов на расстоянии 100 м друг от друга и на углах поворота, а также на обоих берегах водных преград с указанием номера пикета, размеров охранной зоны, адреса, номера телефона эксплуатационной организации.
8.34 Кабельные линии технологической связи необходимо предусматривать, как правило, с левой стороны нефтепродуктопровода по ходу движения нефтепродукта на расстоянии не менее 6 м от оси нефтепродуктопровода.
8.35 Приемники электрической энергии нефтепродуктопровода в части обеспечения надежности электроснабжения следует относить к I категории.
9.1 Материалы и изделия, применяемые для строительства нефтепродуктопровода, должны отвечать требованиям технических регламентов, стандартов и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям действующих стандартов и настоящего свода правил.
9.2 Трубы и соединительные детали нефтепродуктопроводов должны соответствовать требованиям СП 36.13330.2012 (СНиП 2.05.06-85*) и дополнительным указаниям настоящего раздела.
9.3 Для строительства и реконструкции нефтепродуктопроводов следует применять трубы из спокойных углеродистых и низколегированных, сталей:
- при номинальных диаметрах DN 250 - DN 500 - электросварные прямошовные с одним продольным швом и бесшовные;
9.4 Для нефтепродуктопроводов следует предусматривать, как правило, стальную запорную арматуру с патрубками под приварку с герметичностью, соответствующую классу А по ГОСТ 9544.
10.1 Проектирование комплексной защиты наружной поверхности подземных нефтепродуктопроводов от коррозии следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164 и СП (СНиП 2.05.06-85*), предъявляемыми к нефтепродуктопроводам, и дополнительными указаниями настоящего раздела.
10.2 Для строительства нефтепродуктопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, следует применять трубы с защитным полимерным покрытием, нанесенным в заводских условиях. В зависимости от температуры строительства и эксплуатации нефтепродуктопроводов (температуры транспортируемого продукта) следует применять трехслойное полиэтиленовое или полипропиленовое покрытие специального исполнения, обеспечивающие противокоррозионную защиту (согласно ГОСТ Р 52568 или требованиям стандартов заказчика).
Нанесение защитного покрытия на фасонные соединительные детали, задвижки, места врезок трубопроводов следует осуществлять в заводских или трассовых условиях. При этом защитные покрытия должны отвечать требованиям ГОСТ Р 51164 или стандартам заказчика.
10.3 Средства ЭХЗ нефтепродуктопроводов, предусмотренные проектной документацией, следует включать в работу в зонах блуждающего тока в течение периода не более 1 месяца после укладки и засыпки участка нефтепродуктопровода, а в остальных случаях - в течение периода не более 3 месяцев после укладки и засыпки участка нефтепродуктопровода.
Если проектной документацией предусматриваются более поздние сроки окончания строительства средств электрохимической защиты и ввода их в эксплуатацию, должна быть запроектирована временная электрохимическая защита со сроками ввода в эксплуатацию, соответствующими указанным в данном пункте.
10.4 Контрольно-измерительные пункты следует устанавливать с интервалом между ними не более 200 м. 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 точками подключения электрических дренажей соседних сооружений к источникам блуждающих токов.
10.5 Контрольно-измерительные пункты должны быть оборудованы неполяризующимися электродами сравнения длительного действия с датчиками электрохимического потенциала, обеспечивающими измерение поляризационных потенциалов на нефтепродуктопроводе.
10.6 Изолирующие фланцевые соединения следует устанавливать на выходе нефтепродуктопровода с территории поставщика и входе на территорию потребителя. Указанные соединения следует располагать на расстоянии не менее 20 м от сливо-наливных установок, резервуарных парков и узлов учета количества нефтепродуктов.
10.7 Для цепей ЭХЗ следует применять, как правило, бронированные силовые кабели с пластмассовыми оболочками.
11.1 В проектной документации на прокладку нефтепродуктопроводов на территории городов и других населенных пунктов следует предусматривать решения по охране окружающей среды и защите населения при сооружении нефтепродуктопроводов и их эксплуатации с учетом требований действующих законодательных актов Российской Федерации, технических регламентов, 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 нефтепродуктопроводов без выполнения всех предусмотренных проектной документацией мероприятий, обеспечивающих промышленную, пожарную и экологическую безопасность, не допускается.
11.2 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-смазочными материалами.
11.3 В целях обеспечения сохранности нефтепродуктопровода вдоль его трассы в зависимости от местных условий проектной документацией следует устанавливать охранную зону в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими не менее чем в 5 м от оси нефтепродуктопровода с каждой стороны, а при многотрубной прокладке - от осей крайних нефтепродуктопроводов с каждой стороны.
Вдоль подводных переходов нефтепродуктопровода охранная зона устанавливается в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних нефтепродуктопроводов на 100 м с каждой стороны.
11.4 Мероприятия по защите водоемов и водотоков, расположенных вблизи прокладываемой трассы нефтепродуктопровода, необходимо предусматривать в соответствии с требованиями водного законодательства и санитарных норм, утвержденных в установленном порядке.
11.5 Требования по охране окружающей среды и защите населения следует включать в проектную документацию отдельным разделом, а в сметной документации предусматривать необходимые затраты.
[3] Постановление Правительства Российской Федерации от 19.11.2008 N 858 "О порядке разработки и утверждения сводов правил".