Утративший силу
в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;
| газопровода номинальным диаметром DN 1400 мм | 1000 м, |
| газопровода номинальным диаметром DN 1400 мм до DN 1000 мм включ. | 750 м |
| газопровода номинальным диаметром менее DN 1000 мм | 500 м |
(охранные краны) | |
по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;
на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий - на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;
на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку, за исключением водных преград шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды;
место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;
На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.
1 Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.
2 Место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от границ их территорий, КС - от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов).
3 При удалении КС от магистрального газопровода на расстоянии свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС ("шлейфах") на расстоянии 250 м от ограды КС.
8.2.2 При параллельной прокладке двух или более ниток газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.
При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких ниток ответвления к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.
Примечание - Требование настоящего пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения не распространяется.
8.2.3 Запорная арматура номинальным диаметром DN 400 и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.
8.2.4 Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, - байпасы, продувочные линии и перемычки - следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.
8.2.5 На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлах подключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при номинальном диаметре газопровода до DN 1000 и не менее 50 м - при номинальном диаметре газопровода DN 1000 и более.
8.2.6 Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5-2 ч. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.
При прокладке газопроводов параллельно автомобильным и железным дорогам, линиям электропередачи и связи запорную арматуру с продувочными свечами допускается располагать на том же расстоянии от дорог и линий, что и газопровод.
При пересечении газопроводом автомобильных и железных дорог, линий электропередачи и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.
Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м.
Расстояние до продувочных свечей на магистральных газопроводах от крайних неотклоненных проводов воздушной линии электропередачи высокого напряжения, следует принимать не менее 300 м. На участках стесненной трассы воздушной линии электропередачи высокого напряжения это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных воздушных линий электропередачи высокого напряжения, располагаемых как на общих, так и на раздельных опорах.
8.2.7 Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектной документацией.
8.2.8 Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.
8.2.10 Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах, нефтепродуктопроводах и трубопроводах сжиженного газа должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление. Электроприводы запорной арматуры должны иметь внешнюю пусковую аппаратуру, установленную в ПКУ.
для газопроводов класса I номинальным диаметром DN 1000 и более должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия;
для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна быть обеспечена электроснабжением от двух независимых взаимно резервирующих источников питания с устройствами автоматического восстановления питания (потребители первой категории электроснабжения).
| при номинальном диаметре менее DN 1000 | 0,8; |
| при номинальном диаметре DN 1000 и более (до DN 1400) | 1,0; |
| на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению | 1,1; |
| в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований | 1,0; |
| в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин | 0,6; |
| на пахотных и орошаемых землях | 1,0; |
| при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов (от дна канала) | 1,1. |
Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.
9.1.2 Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с требованиями раздела 12.
При номинальных диаметрах трубопроводов DN 1200 и DN 1400 и траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины DN + 500 мм.
При балластировке трубопроводов грузами ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.
9.1.4 При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°.
Пересечения трубопроводов с другими сетями инженерно-технического обеспечения (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СП 18.13330.
При пересечении с водопроводами питьевого назначения водопроводы питьевого назначения должны располагаться выше магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Допускается располагать магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы выше трубопроводов, транспортирующих воду питьевого назначения, при условии прокладки водопроводов питьевого назначения в защитных футлярах, при этом концы футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м.
9.1.5 Для трубопроводов номинальным диаметром DN 1000 и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние следует срезать до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного трубопровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т.д.).