СП 125.13330.2012 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов. Актуализированная редакция СНиП 2.05.13-90 (с Изменениями N 1, 2)

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 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;

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)

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)

СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности (с изменением N 1)

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.

(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

(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

(Введен дополнительно, Изм. N 2).

3.6

(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

(Введен дополнительно, Изм. N 2).

     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

6.3 Нефтепродуктопроводы на переходах через водные преграды на участке ГВВ при 1%-ной обеспеченности, а также участки нефтепродуктопроводов, прокладываемых вдоль водоемов, 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 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

(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

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, 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 - 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.

8.19 Запорную арматуру на участке нефтепродуктопровода следует размещать:

- на расстоянии не менее 200 м за перспективной проектной границей городов и других населенных пунктов независимо от направления перекачки нефтепродукта;

- на подводных переходах участка нефтепродуктопровода на обоих берегах;

- на границах жилой застройки населенного пункта;

- на обеих сторонах переходов через железные дороги общей сети. Допускается установка запорной арматуры с одной стороны перехода с учетом рельефа местности при условии возможности распространения разлива нефтепродуктов в сторону от железной дороги;

- на входе и выходе с территории организации - поставщика или потребителя нефтепродуктов;

- в начале каждого ответвления трубопровода.

В остальных случаях размещение запорной арматуры определяется проектной документацией в зависимости от рельефа местности и зон разлива нефтепродукта, но на расстоянии не более 1 км одна от другой.

Допускается размещение запорной арматуры на расстоянии до 5 км одна от другой на основании оценки рисков возникновения аварии в соответствии с нормативными документами о безопасной эксплуатации опасных производственных объектов при условии реализации следующих компенсирующих мероприятий:

- оснащение трубопровода системой обнаружения утечек с автоматизированным отключением трубопровода при обнаружении утечек и подтверждения безопасности объекта анализом риска аварий;

- увеличение глубины заложения трубопровода;

- разработка порядка действия профильных подразделений при локализации и ликвидации разлива нефтепродукта, при этом должно быть предусмотрено прибытие аварийного подразделения к месту аварии за время не более 1 ч с момента обнаружения аварии.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

8.20 С обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка средств измерения давления.

8.21 Запорную и регулирующую арматуру необходимо размещать в колодцах, в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей. Конструкция колодца должна исключать поступление в него поверхностных и грунтовых вод. Люк колодца следует предусматривать выше уровня земли. В колодце следует предусмотреть вентиляцию с естественным побуждением.

Допускается обустройство без колодезного размещения запорной и регулирующей арматуры за пределами селитебной территории городов и других населенных пунктов при условии реализации одного или нескольких мероприятий. Перечень мероприятий определяется проектной документацией на основании оценки рисков возникновения аварии в соответствии с нормативными документами о безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и включает следующие мероприятия:

- обустройство территории узла запорной и регулирующей арматуры ограждением с заглублением в грунт;

- оборудование узла запорной и регулирующей арматуры системой охранной сигнализации периметра;

- нанесение на все стальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, антикоррозионного покрытия;

- обустройство охранным освещением;

- строительство защитного обвалования с устройством гидроизоляции на внутренних откосах.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

8.22 Запорную арматуру, устанавливаемую на параллельных нефтепродуктопроводах, следует смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство ее обслуживания, монтажа и демонтажа.

8.23 На переходах нефтепродуктопроводов 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.

8.24 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов, должны оснащаться системами обнаружения утечек.

8.25 Запорную арматуру, устанавливаемую на нефтепродуктопроводе, следует предусматривать с электрическим приводом местного, дистанционного и автоматического управления. Электроприводы запорной арматуры должны иметь внешнюю пусковую аппаратуру, установленную в ПКУ. Управление запорной арматурой осуществляется из диспетчерских пунктов нефтепродуктопровода.

8.26 При срабатывании системы обнаружения утечек должно быть предусмотрено автоматическое закрытие запорной арматуры, отсекающей участок нефтепродуктопровода, на котором зафиксировано падение давления и прекращение транспортирования нефтепродуктов путем остановки насосов НПС и/или перекрытия запорной арматуры в начале трассы.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

8.27 Для нефтепродуктопроводов I класса, а также нефтепродуктопроводов, прокладываемых на селитебной территории поселения, расположенных ближе 75 м от общественных зданий и сооружений при исчезновении напряжения в силовой сети электроснабжения запорной арматуры, должно быть предусмотрено автоматическое прекращение транспортирования нефтепродуктов путем остановки насосов НПС и/или перекрытия запорной арматуры в начале трассы.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

8.28 Для защиты нефтепродуктопровода от повышения в нем давления сверх рабочего в начале нефтепродуктопровода следует предусматривать установку автоматического регулятора давления по принципу исполнения "после себя", а на предприятии потребителе - предохранительных клапанов, рассчитанных на давление, принятое на этом предприятии. Сброс нефтепродукта от этих клапанов следует предусматривать в специальные резервуары, вместимость и количество которых определяются расчетом в проектной документации.

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 и предупреждающие знаки со щитами-указателями высотой от 1,5 до 2,0 м от поверхности земли на расстоянии 100 м друг от друга и на углах поворота, а также на обоих берегах водных преград, переходах через автомобильные и железные дороги с указанием наименования участка нефтепродуктопровода, его диаметра, километра трассы, размера охранной зоны, наименования и номеров телефонов эксплуатирующей организации.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

8.34 Кабельные линии технологической связи необходимо предусматривать на расстоянии не менее 6 м от оси нефтепродуктопровода.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

8.35 Приемники электрической энергии нефтепродуктопровода в части обеспечения надежности электроснабжения следует относить к I категории.

     9 Материалы и изделия

9.1 Материалы и изделия, применяемые для строительства нефтепродуктопровода, должны отвечать требованиям технических регламентов, стандартов и настоящего свода правил.

9.2 Трубы и соединительные детали нефтепродуктопроводов должны соответствовать требованиям СП 36.13330 и указаниям настоящего раздела.

9.3 Для строительства и реконструкции нефтепродуктопроводов следует применять трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей:

- при номинальных диаметрах DN 150 и менее - бесшовные;

- при номинальных диаметрах от DN 150 до DN 500 включительно - электросварные прямошовные с одним продольным швом и бесшовные.

(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).

9.4 Для трубопроводов следует предусматривать стальную запорную и регулирующую арматуру с патрубками под приварку, соответствующую классу герметичности А по ГОСТ 9544.

(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).

9.5 Для цепей ЭХЗ следует применять, как правило, бронированные силовые кабели с пластмассовыми оболочками.

(Введен дополнительно, Изм. N 1).

     10 Защита нефтепродуктопроводов от коррозии

10.1 Проектирование комплексной защиты наружной поверхности подземных нефтепродуктопроводов от коррозии следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164 и СП 36.13330, предъявляемыми к нефтепродуктопроводам, и 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.

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.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.3 Средства ЭХЗ нефтепродуктопроводов, предусмотренные проектной документацией, следует включать в работу в зонах блуждающего тока в течение периода не более 1 мес после укладки и засыпки участка нефтепродуктопровода, а в остальных случаях - в течение периода не более 3 мес 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 (Исключен, Изм. N 1).

     11 Охрана окружающей среды

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, нормативных документов в области охраны 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 (Исключен, Изм. N 2).

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.

Библиография

Библиография (Измененная редакция, Изм. N 1, 2).

Редакция документа с учетом
изменений и дополнений подготовлена
АО "Кодекс"