Действующий
4.17. Участки трубопровода, прокладываемые в защитных кожухах длиной свыше 100 м, должны быть разъемными и монтироваться из отдельных секций с помощью фланцевых соединительных деталей, рекомендуемые конструкции которых приведены в справочном приложении.
На участках трубопроводов, прокладываемых в защитных кожухах длиной менее 100 м, межтрубное пространство герметизируется с обеих сторон металлическими приварными заглушками, рассчитанными на рабочее давление.
Максимально возможная длина секции защитного кожуха определяется расчетом на прочность фланцевого соединения в зависимости от разницы допускаемых температурных удлинений трубопровода и защитного кожуха.
4.18. Для контроля межтрубного пространства от утечек нефтепродукта на одном из концов защитного кожуха или защитного футляра следует предусматривать контрольную трубку с запорной арматурой, выходящую под защитное устройство, расположенное на 30 см выше уровня земли и на расстоянии не менее 1 м от оси трубопровода.
на расстоянии 200 м за перспективной проектной границей населенного пункта (независимо от направления перекачки нефтепродукта);
на границах квартальной жилой застройки или микрорайонов населенного пункта, но не более чем через 500 м;
В остальных случаях размещение запорной арматуры определяется проектом в зависимости от рельефа местности и окружающей застройки, но на расстоянии не более 1 км одна от другой.
4.20. С обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка приборов для измерения давления.
4.21. Запорную и регулирующую арматуру, а также секционирующие фланцевые соединения защитного кожуха необходимо размещать в колодцах, конструкция и материал которых должны исключать поступление в них воды. В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев следует предусматривать выше уровня земли.
В колодцах строительным объемом более 20 
следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением.
следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением.
В местах прохода трубопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляр, концы которого уплотняются эластичным материалом.
4.22. Запорную арматуру, устанавливаемую на параллельных трубопроводах, следует смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство обслуживания, монтажа и демонтажа.
4.23. На переходах трубопроводов через водные преграды запорную арматуру следует размещать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при 5%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода, а на горных реках - не ниже отметок ГВВ при 2%-ной обеспеченности.
4.24. Запорную арматуру, устанавливаемую на трубопроводе, согласно п. 4.19, следует предусматривать с электрическим приводом местного, дистанционного, а также автоматического управления в случае падения давления ниже установленного. Управление запорной арматурой осуществляется из операторской предприятия поставщика или районного диспетчерского пункта трубопровода.
4.25. В начале трубопровода в дополнение к основной (рабочей) запорной арматуре следует предусматривать резервную, закрытие которой должно осуществляться автоматически при достижении значений максимального и минимального давления в трубопроводе.
4.26. Трубопроводы I класса, а также трубопроводы, прокладываемые на селитебной территории поселения, расположенные ближе 75 м от общественных зданий и сооружений, должны иметь в начале трассы устройства, автоматически отключающие трубопровод при исчезновении напряжения в основной силовой сети электроснабжения запорной арматуры.
4.27. Для защиты трубопровода от повышения в нем давления сверх рабочего в начале трубопровода следует предусматривать установку автоматического регулятора давления по принципу исполнения "после себя", а на предприятии потребителя - предохранительных клапанов, рассчитанных на давление, принятое на этом предприятии. Сброс нефтепродукта от этих клапанов следует предусматривать в специальные резервуары, вместимость и число которых определяются согласно ВНТП 3-90.
4.28. В начале трубопровода, как правило, следует устанавливать узел оперативного учета количества транспортируемых нефтепродуктов, а в конце - узел коммерческого учета. Показания от этих узлов должны передаваться дистанционно или по системе телемеханики в операторскую или на диспетчерский пункт предприятия поставщика. При расхождении показаний количества транспортируемого нефтепродукта в узлах учета в начале трубопровода должна автоматически срабатывать запорная арматура, отключающая трубопровод.
4.29. При удалении предприятия поставщика или узла врезки трубопровода (отвода) в магистральный нефтепродуктопровод от границы населенного пункта на расстояние до 2 км допускается не предусматривать установку запорной арматуры у границы населенных пунктов, а также автоматических регуляторов давления и узлов учета количества транспортируемых нефтепродуктов. В этом случае их следует предусматривать на выходе трубопровода с предприятия или в узле врезки трубопровода (отвода) в магистральный трубопровод.
4.30. Узлы пуска разделительных очистных устройств и средств диагностики диаметром 200 мм и более следует размещать на предприятиях поставщика или в узле врезки трубопровода (отвода) в магистральный нефтепродуктопровод, а узел приема - на предприятии потребителя.
4.31. Узлы запорной и регулирующей арматуры, учета количества нефтепродукта, пуска и приема разделительных, очистных устройств и средств диагностики, устанавливаемые на трубопроводе, должны иметь ограждение.
4.32. Строительные конструкции сооружений на трубопроводе надлежит принимать не ниже II степени огнестойкости.
4.33. На трассе трубопровода следует устанавливать опознавательные знаки установленных образцов на расстоянии 100 м друг от друга и на углах поворота, а также на обоих берегах водных преград с указанием номера пикета, размеров охранной зоны, адреса, номера телефона эксплуатационной организации.
4.34. Для связи с диспетчером на трассе трубопровода следует устанавливать стационарные переговорные устройства или розетки для подключения переносных устройств.
Кабельные линии технологической связи необходимо предусматривать, как правило, с левой стороны трубопровода по ходу движения нефтепродукта на расстоянии не менее 6 м от оси трубопровода.
4.35. Приемники электрической энергии трубопровода в части обеспечения надежности электроснабжения следует относить ко II категории.
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, электросварные прямошовные, спиральношовные и другие промышленно освоеннные специальные 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 не ниже 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. Величина эквивалента углерода металла 
для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46.
для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 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 в заказные 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 0,95 нормативного 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 гидравлическое давление, соответствующее требованиям стандарта или технических условий на эти трубы.
5.8. Стальные прямошовные 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 не предусмотренные 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.
6.1. 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 интервалом 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.