СП 125.13330.2012 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов
Источник документа:
Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации
Основной документ
Изменения в документе
1
СП 125.13330.2012
СВОД ПРАВИЛ
НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ
НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ
Oil product pipelines constructed in urban and other populated areas
Актуализированная редакция
СНиП 2.05.13-90
___________________________________________________________
Текст Сравнения СП 125.13330.2012 со СНиП 2.05.13-90 см. по ссылке.
- Примечание изготовителя базы данных.
___________________________________________________________
ОКС 91.010
Дата введения 2013-07-01
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом
Российской Федерации от 27.12.2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила
разработки и утверждения сводов правил - Постановлением Правительства Российской Федерации
от 19.11.2008 г. N 858 "О порядке разработки и утверждения сводов правил"
Сведения о своде правил
1 ИСПОЛНИТЕЛИ: открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту
нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть"), общество с ограниченной ответственностью
"Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов" (ООО "НИИ ТНН"),
открытое акционерное общество "Институт по проектированию магистральных трубопроводов" (ОАО
"Гипротрубопровод"), открытое акционерное общество "Инжиниринговая нефтегазовая компания -
Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов,
объектов ТЭК" (ОАО ВНИИСТ)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"
3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Департаментом архитектуры, строительства и
градостроительной политики
4 УТВЕРЖДЕН приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному
хозяйству (Госстрой) от 25 декабря 2012 г. N 106/ГС и введен в действие с 1 июля 2013 г.
5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и
метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 125.13330.2011 "СНиП 2.05.13-90 Нефтепродуктопроводы,
прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов"
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
ВНЕСЕНЫ: Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства
строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 3 августа 2016 г. N
541/пр c 04.02.2017; Изменение N 2, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства
строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России) от 13
2
марта 2023 г. N 172/пр c 14.04.2023
Изменения N 1, 2 внесено изготовителем базы данных по тексту М.: ФГБУ "РСТ", 2023
1 Область применения
1.1 Настоящий свод правил распространяется на проектирование:
а) вновь строящихся и реконструируемых участков магистральных нефтепродуктопроводов и
нефтепродуктопроводов (далее - нефтепродуктопроводов), предназначенных для транспортирования
дизельного топлива, автомобильных бензинов, топлива для реактивных двигателей, номинальным
диаметром до DN 500 включительно с рабочим давлением в стационарном режиме до 2,5 МПа
включительно, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов за пределами
селитебной территории;
б) вновь строящихся и реконструируемых участков нефтепродуктопроводов, предназначенных
для транспортирования дизельного топлива, автомобильных бензинов, топлива для реактивных
двигателей, номинальным диаметром до DN 500 включительно с рабочим давлением в стационарном
режиме от 2,5 до 6,3 МПа включительно, прокладываемых за пределами селитебной территории
городов и других населенных пунктов;
в) реконструируемых участков нефтепродуктопроводов, предназначенных для
транспортирования дизельного топлива, автомобильных бензинов, топлива для реактивных
двигателей, номинальным диаметром до DN 500 включительно с рабочим давлением в стационарном
режиме до 2,5 МПа включительно, расположенных на селитебной территории городов и других
населенных пунктов.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
1.2 (Исключен, Изм. N 2).
1.3 Настоящий свод правил не распространяется на проектирование нефтепродуктопроводов:
для транспортирования нефтепродуктов, имеющих при температуре 20 °С давление
насыщенных паров выше 93,1 кПа;
прокладываемых в районах с сейсмичностью выше 8 баллов, многолетнемерзлых грунтах и
горных выработках.
При новом строительстве транзитная прокладка участков нефтепродуктопроводов через
территории городов и других населенных пунктов не допускается.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
1.4 Границами нефтепродуктопроводов, на которые распространяются требования настоящего
документа, следует считать:
запорно-регулирующую арматуру, устанавливаемую на нефтепродуктопроводе 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.
1.5 В состав нефтепродуктопроводов, прокладываемых на территории городов и других
населенных пунктов, входят:
собственно трубопровод с запорной, запорно-регулирующей и предохранительной арматурой и
линейными сооружениями;
установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;
сети связи, средства телемеханики, система обнаружения утечек;
линии электропередачи, предназначенные для обслуживания нефтепродуктопроводов,
устройства электроснабжения и дистанционного управления запорно-регулирующей арматурой и
установками электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;
3
противоэрозийные и защитные сооружения трубопроводов;
указательные и предупредительные знаки.
2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 34181-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.
Техническое диагностирование. Основные положения
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от
коррозии
СП 18.13330.2019 Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка
(СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий)" (с изменениями N 1, N 2)
СП 36.13330.2012 "СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы" (с изменениями N 1,N 2, N
3, N 4)
СП 42.13330.2016 "СНиП 2.07.01-89* Градостроительство. Планировка и застройка городских и
сельских поселений" (с изменениями N 1, N 2, N 3, N 4)
kodeks://link/d?nd=564259464
СП 86.13330.2022 "СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы"
СП 118.13330.2022 "СНиП 31-06-2009 Общественные здания и сооружения" (с изменением N 1)
kodeks://link/d?nd=564259464
СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности (с
изменением N 1)
kodeks://link/d?nd=564259464
Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте
Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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
стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться
заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то
положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
kodeks://link/d?nd=564259464
(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).
3 Термины и определения
В настоящем своде правил применены термины по [2], СП 36.13330, а также следующие
термины с соответствующими определениями:
(Измененная редакция, Изм. N 2).
3.1
4
защитный футляр (кожух): Конструкция из трубы диаметра большего, чем основной диаметр
трубопровода, предназначенная для восприятия внешних нагрузок и предохраняющая от выброса
транспортируемого вещества на пересечениях искусственных и естественных препятствий.
[ГОСТ Р 55990-2014, статья 3.18]
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.2 территория подрабатываемая: Территория, на которой в результате проведения
подземных горных работ могут возникнуть неравномерные оседания или смещения грунта в
основании зданий и сооружений.
3.3 территория селитебная: Территория, предназначенная для размещения жилищного
фонда, общественных зданий и сооружений, в том числе научно-исследовательских институтов и их
комплексов, а также отдельных коммунальных и промышленных объектов, не требующих устройства
санитарно-защитных зон; для устройства путей внутригородского сообщения, улиц, площадей,
парков, садов, бульваров и других мест общего пользования.
3.4 (Исключен, Изм. N 1).
3.5
мягкий грунт: Сыпучий минеральный грунт с размером твердых фракций в поперечнике до 50 мм.
[ГОСТ 34826-2022, пункт 3.26]
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
3.6
трубопровод: Совокупность цилиндрических труб, соединительных деталей и установленной на
них трубопроводной арматуры.
[ГОСТ Р 57512-2017, статья 59]
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
3.7 участок (магистрального) нефтепродуктопровода: Составная часть магистрального
трубопровода для транспортирования нефтепродуктов, определяемая установленными границами.
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
3.8 технологический участок (магистрального) нефтепродуктопровода: Работающий в
едином гидравлическом режиме участок магистрального трубопровода для транспортирования
нефтепродуктов от одной нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком до следующей по
направлению перекачки нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком или до пункта
назначения, для которого предусмотрен технологический режим перекачки нефтепродуктов.
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
3.9
глубина заложения трубопровода: Расстояние от верхней образующей трубопровода до
поверхности земли.
[ГОСТ Р 57512-2017, статья 121]
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
5
4 Сокращения
В настоящем своде правил применены следующие сокращения:
ГВВ - горизонт высоких вод;
НПС - нефтеперекачивающая станция;
ПКУ - пункт контроля и управления;
ЭХЗ - электрохимическая защита.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
5 Общие положения
5.1 При проектировании нефтепродуктопроводов кроме требований настоящего документа,
следует руководствоваться СП 36.13330, а также техническими регламентами, стандартами, другими
нормативными документами в области технического регулирования в части требований,
предъявляемых к нефтепродуктопроводам.
5.2 Проектирование объектов нефтепродуктопроводов, насосных станций, систем измерения
количества и показателей качества транспортируемых нефтепродуктов, сооружаемых на территории
предприятия поставщика или получателя нефтепродуктов, следует осуществлять в соответствии с
требованиями СП 155.13130, СП 18.13330, других нормативных документов в области технического
регулирования, с учетом требований настоящего свода правил.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.3 Конструктивные решения, обеспечивающие надежность и безаварийность
нефтепродуктопровода, должны исключать необходимость строительства вдоль
нефтепродуктопровода защитных сооружений по сбору разлившегося нефтепродукта (амбаров,
сборников, канав и т.п.).
5.4 Строительство, очистку внутренней полости и испытание участков нефтепродуктопроводов
следует проводить по СП 86.13330. Техническое диагностирование участков нефтепродуктопроводов
после завершения строительно-монтажных работ следует проводить по ГОСТ 34181.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
6 Классификация нефтепродуктопроводов
6.1 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территориях городов и других населенных
пунктов, в зависимости от их диаметра подразделяются на два класса:
I класс - при номинальном диаметре свыше 200 до 500 включительно;
II класс при номинальном диаметре 200 и менее.
6.2 В зависимости от класса нефтепродуктопроводы должны отвечать требованиям,
приведенным в таблице 1.
Таблица 1
Класс нефтепродуктопровода
Коэффициент условий работы нефтепродуктопровода при расчете
его на прочность, устойчивость и деформативность
I
0,56
II
0,66
6.3 Нефтепродуктопроводы на переходах через водные преграды на участке ГВВ при 1%-ной
обеспеченности, а также участки нефтепродуктопроводов, прокладываемых вдоль водоемов,
6
водотоков, оврагов и т.п. на отметках выше их по рельефу, следует относить к I классу. При этом
расстояние от оси нефтепродуктопровода до уровня уреза воды в водоеме, водотоке или края оврага
должно быть не менее 150 м.
7 Трасса нефтепродуктопроводов
7.1 При выборе трассы нефтепродуктопровода следует исходить из необходимости
обеспечения надежности нефтепродуктопровода, предотвращения возможного проникновения
нефтепродуктов в здания, сооружения, грунт и водоемы, применения наиболее эффективных и
высокопроизводительных методов производства строительно-монтажных работ, а также возможности
подъезда транспортных и ремонтных машин к любому участку нефтепродуктопровода для
проведения требуемых работ.
7.2 На селитебной территории городов и других населенных пунктов допускается реконструкция
действующих участков нефтепродуктопроводов номинальным диаметром до DN 500 включительно с
рабочим давлением до 2,5 МПа включительно при условии реализации мероприятий,
обеспечивающих требования безопасности в соответствии с [3], [4, статья 3, пункт 4], [5].
За пределами селитебной территории городов и других населенных пунктов допускается
проектирование вновь строящихся и реконструируемых участков нефтепродуктопроводов
номинальным диаметром до DN 500 включительно с рабочим давлением от 2,5 до 6,3 МПа
включительно при условии реализации мероприятий, обеспечивающих требования безопасности в
соответствии с [3], [4,статья 3, пункт 4], [5].
Перечень мероприятий для каждого конкретного объекта определяется при разработке
проектной документации и должен содержать одно или несколько из следующих мероприятий:
- прокладка трубопровода в защитном футляре или бестраншейным способом;
- увеличение толщины стенки на 50% относительно расчетной;
- ограничение уровня кольцевых напряжений не более 30% предела текучести;
- увеличение объема контроля сварных соединений неразрушающими методами;
- оснащение трубопровода системой обнаружения утечек;
- прокладка трубопровода с защитой дорожными плитами и/или увеличение глубины заложения
трубопровода не менее 1,4 м до верхней образующей трубы и/или защитного кожуха (защитного
футляра), в пучинистых грунтах - не менее глубины промерзания грунта.
При подготовке проектной документации допускается применение:
- обетонированного трубопровода;
- трубопровода с дополнительным композитным стеклотермопластовым покрытием;
- подключение трубопровода к системе ЭХЗ, исключающей вредное влияние на соседние сети
инженерно-технического обеспечения;
- обозначение трассы трубопровода опознавательными знаками со щитами-указателями.
Опознавательные знаки должны быть установлены в пределах прямой видимости на расстоянии не
более 500 м, а также на углах поворота, пересечениях с подземными сетями инженерно-технического
обеспечения.
(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).
7.2а Допускается без выполнения дополнительных мероприятий размещение на селитебной
территории городов и других населенных пунктов и за ее пределами следующих сооружений,
входящих в состав нефтепродуктопроводов:
- установки ЭХЗ трубопроводов от коррозии;
- сети связи, средства телемеханики;
- линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, устройства
электроснабжения и дистанционного управления трубопроводной арматурой и установками ЭХЗ
трубопроводов от коррозии;
- другие сооружения, в которых не предусмотрено обращение веществ, предназначенных для
транспортирования в соответствии с 1.1.
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
7.3 Нефтепродуктопроводы I класса допускается прокладывать только в промышленных,
коммунально-складских и санитарно-защитных зонах территорий городов и других населенных
пунктов, а там, где зоны не выделены - вне жилой застройки.
7.4 Прокладку нефтепродуктопроводов следует предусматривать подземной с минимальным
числом пересечений инженерными коммуникациями и дорогами. Не допускается прокладка
7
нефтепродуктопроводов на опорах, эстакадах, а также в каналах, автомобильных и
железнодорожных тоннелях.
7.5 Расстояния от нефтепродуктопроводов до зданий, сооружений и инженерных сетей следует
принимать в зависимости от условий прохождения трассы (плотности застройки, значимости зданий и
сооружений, рельефа местности, сохранности нефтепродуктопровода и пр.) и необходимости
обеспечения безопасности, но не менее значений, указанных в таблице 2.
Таблица 2
Здания и сооружения
Минимальные
расстояния по
горизонтали в
свету, м
1 Общественные здания и сооружения по СП 118.13330; жилые здания 3-этажные и
выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани;
гидро- электростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта;
очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к
нефтепродуктопроводу; склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с
объемом хранения свыше 1000 м
50
2 Жилые здания 1-2-этажные, автозаправочные станции, открытые и закрытые
трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства, кладбища,
мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи,
телевизионные башни, теплицы, склады различного назначения
20
3 Территории промышленных и сельскохозяйственных предприятий, тепличных
комбинатов и хозяйств, птицефабрик, молокозаводов; дачи, садовые домики, гаражи и
открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество
автомобилей более 20, путепроводы железных и автомобильных дорог,
канализационные сооружения
15
4 Железные дороги общей сети и автодороги I-III категорий, параллельно которым
прокладывается нефтепродуктопровод; гаражи и открытые стоянки для автомобилей
индивидуальных владельцев на количество автомобилей менее 20
10
5 Железные дороги промышленных предприятий и автомобильные дороги IV и V
категорий, параллельно которым прокладывается нефтепродуктопровод; отдельно
стоящие нежилые и подсобные строения
5
6 Мосты железных и автомобильных дорог с пролетом свыше 20 м (при прокладке
нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)
75
7 Водопроводные сооружения; устья артезианских скважин, очистные сооружения и
насосные станции канализации и водопроводных сетей
30
8 Воздушные линии электропередачи, параллельно которым прокладывается
нефтепродуктопровод, опоры воздушных линий электропередачи при пересечении их
нефтепродуктопроводом, силовые кабели
В соответствии
с [1, глава 2.5]
9 Сети инженерно-технического обеспечения (существующие), параллельно которым
прокладывается нефтепродуктопровод:
водопровод, канализация, теплопроводы, кабели связи
5
стальные газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы
2,8
Примечания
1 Расстояния, указанные в данной таблице, 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 земляного полотна или бортового камня: для всех мостов - от подошвы конусов.
8
2 При соответствующем обосновании в проектной документации допускается сокращать
приведенные в поз.2 и 3 (кроме жилых зданий) расстояния от нефтепродуктопровода не более чем на
30%, при условии, что нефтепродуктопровод I класса следует прокладывать в защитном кожухе, концы
которого выводятся на 20 м за пределы проекции защищаемой застройки на нефтепродуктопровод, а
нефтепродуктопровод II класса - при условии отнесения его к I классу.
3 Допускается прокладка нефтепродуктопроводов II класса 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 защитном кожухе.
4 Минимальные расстояния от нефтепродуктопроводов до улиц и дорог населенных пунктов всех
категорий по СП 42.13330 следует принимать с учетом обоснования безопасности опасного
производственного объекта, обеспечивающего требования безопасности в соответствии с [3], [4, статья
3, пункт 4], [5].
(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).
7.6 Прокладку нефтепродуктопроводов в сложных условиях следует выполнять в соответствии
с СП 36.13330.
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
8 Конструктивные требования к нефтепродуктопроводам
8.1 Расчет нефтепродуктопроводов на прочность и устойчивость следует производить в
соответствии с требованиями СП 36.13330, при этом коэффициент условий работы
нефтепродуктопровода принимается по таблице 1 настоящего свода правил, коэффициент
надежности по ответственности принимается в соответствии с СП 36.13330.
Расчетное значение номинальной толщины стенки труб должно приниматься с поправкой на
внутреннюю коррозию в зависимости от коррозионной активности транспортируемого нефтепродукта
и расчетного срока эксплуатации нефтепродуктопровода по таблице 3.
Таблица 3
Среда
Глубина коррозионного разрушения, мм/год
Автомобильный бензин
0,001-0,005
Дизельное топливо, авиационное топливо
0,01-0,05
8.2 В случае подключения проектируемого нефтепродуктопровода (отвода) к магистральному
нефтепродуктопроводу необходимо произвести проверочный расчет его на прочность давлением,
принятым для магистрального нефтепродуктопровода, при этом коэффициент условий работы
нефтепродуктопровода следует принимать равным 0,825.
8.3 Для нефтепродуктопроводов, прокладываемых на подрабатываемых территориях и в
районах сейсмичностью 7-8 баллов, толщину стенок труб следует принимать на 3 мм больше
расчетной.
8.4 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 нефтепродуктопровода и засыпку его следует производить мягким или песчаным грунтом.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
8.5 Участки нефтепродуктопроводов, прокладываемых в подводной траншее через болота,
9
реки или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против
всплытия. Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия нефтепродуктопровода,
следует предусматривать мероприятия по исключению этого.
8.6 Глубину заложения нефтепродуктопроводов следует принимать не менее 1,2 м до верхней
образующей трубы или защитного кожуха (защитного футляра), в пучинистых грунтах - не менее
глубины промерзания грунта.
8.7 Допускается прокладывать в одной траншее два и более нефтепродуктопроводов при
условии, что суммарное значение их площади поперечного сечения не должно превышать 0,2 м .
8.8 При прокладке в одной траншее одновременно двух и более нефтепродуктопроводов
расстояния между ними в свету должны быть для труб номинальным диаметром :
до 150 включ. - не менее 0,4;
200 и более - не менее 0,5 м.
8.9 Переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать в соответствии с
требованиями СП 36.13330, при этом:
участок трубопровода в границах 10%-ной обеспеченности ГВВ допускается укладывать в
защитном кожухе;
расстояние в свету между параллельными нефтепродуктопроводами должно быть не менее 5
м;
в одной траншее допускается укладка двух нефтепродуктопроводов с расстоянием между ними
не менее 0,5 м.
8.10 При прокладке через водные преграды нескольких параллельных нефтепродуктопроводов
они должны быть обвязаны между собой перемычками с установкой запорной арматуры.
8.11 Расстояния по вертикали в свету при пересечении трубопровода с газопроводами и
другими подземными сетями следует принимать не менее 0,35 м, с электрическими кабелями - в
соответствии с ПУЭ [1], с кабельными линиями связи, радиотрансляционными сетями - в
соответствии с СП 36.13330.
При размещении нефтепродуктопровода 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 сетей инженерно-технического обеспечения, проложенных в каналах,
лотках или коллекторах, нефтепродуктопровод следует прокладывать не менее чем на 0,4 м ниже
этих сооружений в защитном футляре, концы которого должны быть выведены на расстояние не
менее 5 м в каждую сторону от наружных стенок пересекаемых сооружений.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
8.12 Пересечение участков нефтепродуктопроводов с железными дорогами, трамвайными
путями, автомобильными дорогами и проездами со всеми видами покрытия следует предусматривать
в защитном футляре под углом 90°. При прокладке в стесненных условиях допускается угол
пересечения нефтепродуктопровода не менее 60°. При прокладке бестраншейным способом в
стесненных условиях допускается угол пересечения нефтепродуктопровода с железными и
автомобильными дорогами, трамвайными путями и проездами менее 60° при условии реализации
мероприятий, обеспечивающих требования безопасности в соответствии с [3], [4, статья 3, пункт 4],
[5].
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 -
10
8;
крайнего рельса железнодорожного пути - 10.
Концы защитных футляров с обеих сторон следует герметизировать.
(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).
8.12а Взаимное пересечение участков нефтепродуктопроводов с нефтепроводами и/или
газопроводами, а также пересечение участков нефтепродуктопроводов с другими сетями
инженерно-технического обеспечения (водопроводами, канализационными трубопроводами,
коллекторами, эстакадами и т.п.) выполняют под углом не менее 60°. Угол пересечения
проектируемого участка нефтепродуктопровода с существующими кабелями не нормируется. При
прокладке в стесненных условиях угол пересечения участка нефтепродуктопровода с сетями
инженерно-технического обеспечения не нормируется при условии выполнения перехода
бестраншейным способом.
(Введен дополнительно, Изм. N 2).
8.13 Минимальную глубину укладки нефтепродуктопровода 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 по прокладке
нефтепродуктопровода закрытым способом - 2,5;
под автомобильными дорогами от подошвы насыпи - 1,4.
Заглубление участков нефтепродуктопроводов, прокладываемых под железными дорогами
общей сети на расстоянии 50 м в обе стороны от места пересечения, должно быть не менее 2 м до
верхней образующей нефтепродуктопровода.
8.14 При устройстве переходов под железными дорогами общей сети в пучинистых грунтах для
нефтепродуктопроводов с температурой транспортируемого нефтепродукта в зимнее время выше 5
°С минимальную глубину от подошвы рельса до верха защитного футляра следует проверять
расчетом на соблюдение условий, при которых исключается влияние тепловыделений на
равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечения заданного
температурного режима следует предусматривать замену пучинистого грунта, тепловую изоляцию
или другие проектные решения.
8.15 Наружный диаметр защитного кожуха или футляра определяется из условий производства
работ, конструкции перехода и должен быть не менее чем на 200 мм больше наружного диаметра
нефтепродуктопровода.
Примечание - При прокладке нефтепродуктопровода в защитном кожухе устройство
дополнительного защитного футляра при пересечении с транспортными коммуникациями и сетями
инженерно-технического обеспечения не требуется.
8.16 При прокладке нефтепродуктопровода в песчаных и других легко дренирующих грунтах
необходимо предусматривать мероприятия, исключающие распространение нефтепродукта в этих
грунтах в случае его утечки (глиняные ложа по полиэтиленовой пленке и т.п.).
8.17 На участках нефтепродуктопроводов, прокладываемых в защитных кожухах, межтрубное
пространство герметизируется с обеих сторон герметизирующими устройствами, рассчитанными на
рабочее давление.
8.18 Для контроля межтрубного пространства от утечек нефтепродукта на одном из
герметизирующих устройств защитного кожуха или защитного футляра следует предусматривать
контрольную трубку с запорной арматурой, выходящую под защитное устройство, расположенное на
0,3 м выше уровня земли и на расстоянии не менее 1 м от оси нефтепродуктопровода.
Для просмотра полной версии скачайте документ
Кому будет полезно
- Проектным организациям
- Проектировщикам
- Архитекторам
- Инженерам-конструкторам
- Инженерам ОВ и ВК
- Строительно-монтажным организациям
- Строителям
- Прорабам
- Мастерам строительно-монтажных работ
- Монтажникам
- Инженерам строительного контроля
- Инженерам эксплуатирующих организаций
BIM библиотека
Каталоги продукции, альбомы узлов, модели комплектующих для проектирования вашей конструкции
Калькуляторы
Смотреть все 11
