Правильная маркировка трубопроводов

Содержание

Глава 1. Общие положения (статьи 1 – 7_1)

5.1 Магистральные газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы (далее – трубопроводы) следует прокладывать подземно (подземная прокладка).Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в 11.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

5.2 Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре.В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

5.3 Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора следует принимать по СП 165.1325800.(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.4 Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5 (Исключен, Изм. N 1).

5.6 Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в них сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов [2].

5.7 Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решаются при проектировании.

5.8 Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проектной документации решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

5.9 В состав магистральных трубопроводов входят:трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС, ПС, УЗРГ, ПРГ, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства автоматики и телемеханики;линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов, сети связи;

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;вдольтрассовые проезды и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

5.10 При проектировании нефтепровода (нефтепродуктопровода) с подогревом перекачиваемого продукта должен выполняться теплогидравлический расчет, по результатам которого должны определяться технологические параметры пунктов подогрева и места их расстановки по трассе трубопровода.

5.11 Трубопроводы НПС и ПС в пределах промышленных площадок могут прокладываться подземно и (или) надземно в соответствии с проектными решениями.

5.12 Вдольтрассовый проезд для обслуживания трубопроводов должен предусматриваться на труднодоступных участках трассы в соответствии с заданием на проектирование.Проектирование вдольтрассовых проездов, предусмотренных только для обслуживания трубопровода и его инфраструктуры, необходимо выполнять в соответствии с требованиями стандартов организации – владельца (оператора) магистрального трубопровода.

В состав линейной части магистральных трубопроводов входят:трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) от головной нефтеперекачивающей (компрессорной) станции с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих, компрессорных станций, пунктов замера расхода и редуцирования транспортируемого продукта, узлами пуска и приема очистных устройств, снарядов внутритрубной дефектоскопии, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

Правильная маркировка трубопроводов

система электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;линии электропередачи, предназначенные для электроснабжения оборудования трубопроводов, устройств дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты трубопроводов;

средства пожаротушения, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;указатели и предупредительные знаки;инженерно-технические средства охраны.

5.2.1 Содержание разделов проектной документации (включая ПОС) на сооружаемый магистральный трубопровод (далее трубопровод) приведены в [17].

5.2.2 Проектная документация должна разрабатываться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 21.1101. Порядок применения проектной и рабочей документации определяется СП 48.13330.

5.2.3 Требования к разработке ППР изложены в [17]. ППР должен разрабатываться и утверждаться подрядчиком и быть согласован с заказчиком.

5.2.4 Проект производства работ может разрабатываться в полном или неполном объеме.

5.2.5 Проект производства работ в полном объеме должен разрабатываться в соответствии с требованиями СП 48.13330 при строительстве в сложных природных и геологических условиях, а также технически особо сложных объектов – по требованию органа, выдающего разрешение на строительство или на выполнение строительно-монтажных и специальных работ.

5.2.6 В остальных случаях ППР разрабатывается по согласованию с заказчиком в неполном объеме.

5.2.7 Проект производства работ в неполном объеме должен включать:строительный генеральный план;технологические карты на выполнение отдельных видов работ (по согласованию с заказчиком);схемы размещения геодезических знаков;пояснительную записку, содержащую основные решения, природоохранные мероприятия, мероприятия по охране труда и безопасности в строительстве.

5.2.8 Разработка ППР должна выполняться с учетом требований промышленной безопасности магистрального трубопровода. Требования по промышленной безопасности и охране труда приведены в [18], [55], [56].

5.2.9 Процедура выполнения сложных строительно-монтажных и погрузочно-разгрузочных работ (подъем и перемещение грузов двумя кранами и т.д.) с применением грузоподъемной техники изложена в [19]. Подрядчик собственными силами или с привлечением специализированной организации дополнительно разрабатывает ППРк.

5.2.10 В ППР уточняются и дополняются решения ПОС с учетом технологических возможностей подрядчика и привязкой к условиям производства работ без изменения технических решений. Корректировка ППР производится по согласованию с заказчиком.

5.2.11 Запрещается осуществлять допуск подрядчика к проведению строительно-монтажных работ при отсутствии согласованного и утвержденного ППР.

Правильная маркировка трубопроводов

5.2.12 При выполнении строительно-монтажных работ выполнение требований, изложенных в ППР и технологических картах, является обязательным.

5.2.13 Не допускаются отступления от требований ППР без письменного согласования с заказчиком.

5.2.14 Состав технологических карт на выполнение отдельных видов работ изложен в разделе 9 [20].

5.2.15 Технологическая карта разрабатывается на один вариант технологии, но с учетом ее изменения в зимнее время.

5.2.16 Технологические карты могут быть разработаны как в виде отдельных документов на отдельные технологические процессы, так и могут входить в состав ППР. В случае разработки технологической карты отдельным документом она также согласовывается с заказчиком и утверждается подрядчиком.

5.2.17 В описании методов контроля качества работ должны быть указания по оценке качества технологических процессов в соответствии с требованиями нормативных документов.

5.3.1 Основные функции заказчика и подрядчика и порядок взаимодействия заказчика строительства с подрядчиком определяется договором подряда и должны отвечать требованиям настоящего свода правил.

5.3.1.1 Основные функции заказчика:оформление документов на получение разрешения на строительство;оформление документов по отводу земли (включая земли водного фонда), в том числе получение права ограниченного пользования соседними земельными участками (сервитутов) на время строительства;своевременное оформление договорных отношений с собственниками, землепользователями, землевладельцами земельных участков, используемых при строительстве (в том числе для размещения временных городков, складирования оборудования и пр.);

регистрация проектной документации в государственном строительном надзоре;обеспечение подрядчика проектной (при одностадийном проектировании) или рабочей (при двухстадийном проектировании) документацией (включая ПОС) прошедшей экспертизу и утвержденной заказчиком в установленном порядке;обеспечение выноса в натуру линий регулирования застройки и создание геодезической разбивочной основы;

Правильная маркировка трубопроводов

формирование перечня разрешительной и исполнительной документации с указанием конкретных форм этой документации и ссылок на НД, содержащих упомянутые формы;обеспечение подрядчика техническим заданием на разработку ППР и согласование ППР, если это предусмотрено договором подряда;оформление лесной декларации для расчистки от леса и определения полигонов для захоронения лесопорубочных остатков;

определение транспортной схемы и выбор карьеров;согласование пересечения трубопроводом коммуникаций с их владельцами;организация в процессе строительства авторского надзора, выполняемого проектной организацией;уведомление о начале любых работ на строительной площадке органа государственного строительного надзора, которому подконтролен данный объект;

организация и осуществление строительного контроля за выполнением строительно-монтажных работ;приемка выполненных работ и контроль выполнения графика строительства;приемка законченного строительством объекта в случае осуществления работ по договору;организация наладки и опробования оборудования, пробного производства продукции и других мероприятий по подготовке объекта к эксплуатации;

принятие решений о начале, приостановке, консервации, прекращении строительства, о вводе законченного строительством объекта в эксплуатацию;предъявление законченного строительством объекта органам государственного строительного надзора и экологического надзора (в случаях, предусмотренных законодательством о градостроительной деятельности);

Введение

Настоящий стандарт устанавливает основные технические требования к технологическим трубопроводам: условия выбора и применения труб, деталей трубопроводов, арматуры и основных материалов для их изготовления, а также требования к сварке и термообработке, размещению трубопроводов, условиям нормальной эксплуатации, соблюдение которых обязательно для предприятий, имеющих подконтрольные надзорным органам производства.

Настоящий стандарт предназначен для специалистов, осуществляющих проектирование, строительство, реконструкцию и эксплуатацию трубопроводов в нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической, нефтяной, газовой и других смежных отраслях промышленности.В работе принимали участие: Селезнев Г.М. (Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору), Миркин А.З., Кабо Л.Р., Магалиф В.Я., Куликов А.В., Усиньш В.В.

Правильная маркировка трубопроводов

, Корельштейн Л.Б. (ООО “НТП Трубопровод”), Самохин Ю.Н., Толкачев Н.Н. (ОАО “ВНИКТИнефтехимоборудование”, разделы 13, 14, приложение К), Бочаров А.Н. (ОАО “ВНИИНЕФТЕМАШ”, разделы 7, 12, приложения А, Б), Харин П.А. (ОАО “НИИХИММАШ”, разделы 7, 12, приложение А), Кузнецов А.М. (ОАО “ИркутскНИИХИММАШ”, разделы 7, 12, подразделы 6.7, 11.

Настоящий свод правил составлен с учетом требований федеральных законов от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ “О техническом регулировании”, от 29 декабря 2009 г.* N 384-ФЗ “Технический регламент о безопасности зданий и сооружений”, при участии ведущих ученых и специалистов в области строительства магистральных трубопроводов, с учетом требований международных стандартов, использованием разработок ООО “НИИ ТНН”, нормативов ОАО “АК “Транснефть” и ОАО “Газпром”.

______________* Вероятно ошибка оригинала. Следует читать: от 30 декабря 2009 г. – Примечание изготовителя базы данных.Пересмотр свода правил вызван необходимостью создания единой нормативной базы требований, предъявляемых к производству и приемке строительно-монтажных работ при сооружении, реконструкции и капитальном ремонте линейной части магистральных трубопроводов в целом.

Авторы разработки изменения N 1 – авторский коллектив АО ВНИИСТ (руководитель разработки – канд. техн. наук А.О.Иванцов; исполнители – канд. техн. наук С.В.Головин, Ю.В.Бешенков. О.Н.Головкина, А.Т.Назимов, Е.А.Фомина).Изменение N 2 к СП 86.13330.2014 разработано авторским коллективом АО ВНИИСТ (руководитель разработки – канд. техн. наук А.О.Иванцов, исполнители – , Е.А.Фомина).(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).

15 Сети связи магистральных трубопроводов

5.1 Трубопроводы в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взрыво-, пожароопасность и вредность) подразделяются на группы среды (А, Б, В) и в зависимости от расчетных параметров среды (давления и температуры) – на пять категорий (I, II, III, IV, V) – см. таблицу 5.1.

5.2 Категорию трубопровода следует устанавливать по параметру, требующему отнесения его к более ответственной категории.

5.3 Категория трубопроводов определяет совокупность технических требований, предъявляемых к конструкции, монтажу и объему контроля трубопроводов.

5.4 Обозначение группы определенной транспортируемой среды содержит обозначение группы среды (А, Б, В) и подгруппы (а, б, в), отражающей токсичность и взрывопожароопасность веществ, входящих в эту среду (см. таблицу 5.1).

5.5 Обозначение трубопровода в общем виде содержит обозначение группы транспортируемой среды и ее категории. Обозначение “трубопровод I группа А(б)” обозначает трубопровод, по которому транспортируется среда группы А (б) с параметрами категории I.

5.6 Группу среды трубопровода, транспортирующего среды, состоящие из различных компонентов, устанавливают по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более ответственной группе. При этом если содержание одного из компонентов в смеси превышает среднюю смертельную концентрацию в воздухе согласно ГОСТ 12.1.

007, то группу смеси следует определять по этому веществу. Если наиболее опасный по физико-химическим свойствам компонент входит в состав смеси в количестве ниже смертельной дозы, вопрос об отнесении трубопровода к менее ответственной группе или категории трубопровода решается проектной организацией (автором проекта).Таблица 5.1 – Классификация трубопроводов

Группа среды

Транспортируемое вещество

Категория трубопровода

I

II

III

IV

V

, МПа

, °С

, МПа

, °С

, МПа

, °С

, МПа

, °С

, МПа

, °С

А

Вещества с токсичным действием ГОСТ 12.1.007

а) чрезвычайно опасные вещества класса 1, высокоопасные вещества класса 2

Независимо

Независимо

б) умеренно опасные вещества класса 3

Св. 2,5

Св. плюс 300 или ниже минус 40

От вакуума 0,08 до 2,5

От минус 40 до 300

Вакуум ниже 0,08

Независимо

Б

Взрывопожароопасные вещества ГОСТ 12.1.044

а) горючие газы (ГГ), в том числе сжиженные углеводородные газы (СУГ)

Св. 2,5

Св. плюс 300 или ниже минус 40

От вакуума 0,08 до 2,5

От минус 40 до 300

Вакуум 0,08 и выше

Независимо

б) легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ)

Св. 2,5

Св. плюс 300 или ниже минус 40

Св. 1,6 до 2,5

До 300

До 1,6

От минус 40 до 120

Вакуум ниже 0,08

Независимо

Вакуум выше 0,08

От минус 40 до 300

в) горючие жидкости (ГЖ)

Св. 6,3

Св. плюс 350 или ниже минус 40

Св. 2,5 до 6,3

До 350

Св. 1,6 до 2,5

До 250

До 1,6

От минус 40 до 120

Вакуум ниже 0,003

От вакуума 0,003 до вакуума 0,08

Вакуум выше 0,08

От минус 40 до 250

В

Трудногорючие (ТГ) и негорючие (НГ) вещества

Вакуум ниже 0,003

Св. плюс 450 или ниже минус 60

От вакуума 0,003 до вакуума 0,08 или до 6,3

До 450

Св. 2,5 до 6,3

До 350

Св. 1,6 до 2,5

До 250

От вакуума 0,08 до 1,6

От минус 40 до 120

Св. 6,3

От вакуума 0,08 до 1,6

Ниже минус 40

5.7 Класс опасности веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005 (раздел 4) и по ГОСТ 12.1.007 (раздел 5), значения показателей пожаровзрывоопасности веществ – по соответствующей НД или методикам, изложенным в ГОСТ 12.1.044 (раздел 6).

5.8 Для вакуумных трубопроводов следует учитывать абсолютное рабочее давление.

Правильная маркировка трубопроводов

5.9 Трубопроводы, транспортирующие вещества с рабочей температурой, равной или большей температуры их самовоспламенения, а также негорючие, трудногорючие и горючие вещества, которые при взаимодействии с водой или кислородом воздуха могут быть пожаровзрывоопасными, следует относить к I категории.

5.10 По решению разработчика допускается в зависимости от условий эксплуатации принимать более ответственную (чем определяемая по расчетным параметрам среды) категорию трубопровода.

5.11 Сопоставительная таблица классификации трубопроводов по настоящему стандарту в сравнении с классификацией по [4] и [2] приведена в приложении ZA.

I – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до 100 кгс/см) включ.;

II – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см) включ.

I – при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;

II – то же, свыше 500 до 1000 включ.; III – то же, свыше 300 до 500 включ.;

IV – 300 и менее.

2.3. Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл.1.

Правильная маркировка трубопроводов

Таблица 1

Категория трубопровода и его участка

Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность

Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего количества

Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода

В

0,60

Принимается по СНиП III-42-80*

I

0,75

II

0,75

III

0,90

IV

0,90

Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

2.4. Категории магистральных трубопроводов следует принимать по табл.2.

Таблица 2

Назначение трубопровода

Категория трубопровода при прокладке

подземной

наземной и надземной

Для транспортирования природного газа:

а) диаметром менее 1200 мм

IV

III

б) диаметром 1200 мм и более

III

III

в) в северной строительно-климатической зоне

III

III

Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:

а) диаметром менее 700 мм

IV

III

б) диаметром 700 мм и более

III

III

в) в северной строительно-климатической зоне

III

III

2.5. Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по табл.3*.

Таблица 3*

Назначение участков трубопроводов

Категория участков при прокладке

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

подзем- ной

назем- ной

надзем- ной

подзем- ной

назем- ной

надзем- ной

1

2

3

4

5

6

7

1. Переходы через водные преграды:

а) судоходные – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:

1000 и более

I

I

В

В

менее 1000

I

I

I

I

б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:

1000 и более

I

I

В

I

менее 1000

I

I

I

I

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м – в русловой части, оросительные и деривационные каналы

I

II

I

I

г) горные потоки (реки)

I

II

I

I

д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:

700 и более

I

II

I

I

менее 700

II

II

I

I

е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности

I

II

2. Переходы через болота типа:

а) I

III

III

III

II, III *

II, III *

II, III *

б) II

II

III

III

II

II

III

в) III

I

II

II

В

В

I

________________
* II – для диаметра 700 мм и более, III – для диаметра до 700 мм.

3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):

а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги

I

I

I

I

б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей

I

II

III

II

в) автомобильные дороги I и II категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги

I

I

I

I

г) автомобильные дороги III, III-п, IV, IV-п категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги

I

I

III

I

д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15 м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна

III

III

III

III

е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в табл.4, примыкающие к переходам:

через все железные дороги и
автомобильные дороги I и II категорий

II

II

II

III

II

II

через автомобильные дороги III, III-п, IV, IV-п, и V категорий

III

III

III

III

III

4. Трубопроводы в горной местности при укладке:

а) на полках

III

III

II

II

б) в тоннелях

I

I

I

I

5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь

III

III

III

III

III

III

6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:

а) хлопковых и рисовых плантаций

II

II

б) прочих сельскохозяйственных культур

III

III

7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1

II

II

II

II

II

II

8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты

II

II

II

II

9*. Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I)

II

II

II

III

10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категорий В и I)

II

II

II

11. Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз.3е

III

III

III

III

III

III

12. Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз.5 табл.4

I

I

II

I

13. Межпромысловые коллекторы

II

II

II

14. Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним

I

I

I

I

I

I

15. Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов

В

В

В

16*. Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, НПС, УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа

В

В

В

I

I

I

17*. Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территории указанных сооружений

I

I

I

18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз.8 табл.4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м

II

II

II

19. Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны

I

I

I

20. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации

II

II

21. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз.20, и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см) и более нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации

I

II

22. Пересечения (по обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз.12 табл.4*, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:

а) 500 и более

I

I

I

I

I

б) от 330 до 500

II

II

II

II

II

в) до 330

III

III

III

III

III

23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

II

II

II

II

II

II

24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи

III

III

III

III

III

III

25. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм

I

I

I

(без предварительного гидравлического испытания на трассе)

26*. Газопроводы, нефте- и нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз.9, 10, 14, 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них

II

II

II

II

II

II

(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)

Примечания: 1. Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.

2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.

4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, следует предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.

5*. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз.20 и 21, и при параллельной прокладке в соответствии с поз.26*, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз.3.

7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.

8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дн.) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз.1д для газопроводов не обязательно.

9. Категорийность участков трубопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера следует принимать:

для судоходных – по поз.1а

” несудоходных – 1б и 1в.

10. Знак “-” в таблице означает, что категория не регламентируется.

Глава 4. Управление в области использования и охраны водных объектов (статьи 24 – 36_1)

– нефти, нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и стабильного бензина), природного, нефтяного и искусственного углеводородных газов из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий и портов);

– сжиженных углеводородных газов фракций и и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре 40°С не свыше 1,6 МПа из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

1.2 Настоящий свод правил не распространяется на строительство промысловых трубопроводов, а также на строительство магистральных трубопроводов в морских акваториях.(Измененная редакция, Изм. N 2).

1) владение, пользование, распоряжение водными объектами, находящимися в федеральной собственности;

2) разработка, утверждение и реализация схем комплексного использования и охраны водных объектов и внесение изменений в эти схемы;

3) осуществление федерального государственного надзора в области использования и охраны водных объектов;

4) организация и осуществление государственного мониторинга водных объектов;

5) установление порядка ведения государственного водного реестра и его ведение;

Правильная маркировка трубопроводов

6) утверждение порядка подготовки и принятия решения о предоставлении водного объекта в пользование, порядка подготовки и заключения договора водопользования;

7) определение порядка создания и осуществления деятельности бассейновых советов;

8) гидрографическое и водохозяйственное районирование территории Российской Федерации;

9) установление ставок платы за пользование водными объектами, находящимися в федеральной собственности, порядка расчета и взимания такой платы;

10) установление порядка утверждения нормативов допустимого воздействия на водные объекты и целевых показателей качества воды в водных объектах;

Правильная маркировка трубопроводов

10_1) установление правил охраны поверхностных водных объектов и правил охраны подземных водных объектов;

11) территориальное перераспределение стока поверхностных вод, пополнение водных ресурсов подземных водных объектов;

12) утверждение правил использования водохранилищ;

13) установление режимов пропуска паводков, специальных попусков, наполнения и сработки (выпуска воды) водохранилищ;

14) определение порядка осуществления федерального государственного надзора в области использования и охраны водных объектов, а также за соблюдением особых условий водопользования и использования участков береговой полосы (в том числе участков примыкания к гидроэнергетическим объектам) в границах охранных зон гидроэнергетических объектов;

Правильная маркировка трубопроводов

15) определение порядка резервирования источников питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения;

16) установление порядка использования водных объектов для взлета, посадки воздушных судов;

17) осуществление мер по предотвращению негативного воздействия вод и ликвидации его последствий в отношении водных объектов, находящихся в федеральной собственности и расположенных на территориях двух и более субъектов Российской Федерации, а также в отношении водных объектов, по которым проходит Государственная граница Российской Федерации;

18) утверждение методики исчисления вреда, причиненного водным объектам;

19) определение критериев отнесения объектов к объектам, подлежащим федеральному государственному надзору в области использования и охраны водных объектов, региональному государственному надзору в области использования и охраны водных объектов;

20) утверждение перечней объектов, подлежащих федеральному государственному надзору в области использования и охраны водных объектов;

21) пункт утратил силу с 1 ноября 2013 года – Федеральный закон от 21 октября 2013 года N 282-ФЗ;

Правильная маркировка трубопроводов

22) иные установленные настоящим Кодексом полномочия.

1) владение, пользование, распоряжение водными объектами, находящимися в собственности субъектов Российской Федерации;

2) установление ставок платы за пользование водными объектами, находящимися в собственности субъектов Российской Федерации, порядка расчета и взимания такой платы;

3) участие в деятельности бассейновых советов;

4) разработка, утверждение и реализация программ субъектов Российской Федерации по использованию и охране водных объектов или их частей, расположенных на территориях субъектов Российской Федерации;

5) резервирование источников питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения;

6) осуществление регионального государственного надзора в области использования и охраны водных объектов, за исключением водных объектов, подлежащих федеральному государственному надзору, а также за соблюдением особых условий водопользования и использования участков береговой полосы (в том числе участков примыкания к гидроэнергетическим объектам) в границах охранных зон гидроэнергетических объектов, расположенных на водных объектах, подлежащих региональному государственному надзору за их использованием и охраной;

Правильная маркировка трубопроводов

7) утверждение правил пользования водными объектами для плавания на маломерных судах;

8) утверждение правил охраны жизни людей на водных объектах;

9) участие в организации и осуществлении государственного мониторинга водных объектов;

10) осуществление мер по предотвращению негативного воздействия вод и ликвидации его последствий в отношении водных объектов, находящихся в собственности субъектов Российской Федерации;

11) осуществление мер по охране водных объектов, находящихся в собственности субъектов Российской Федерации;

12) утверждение перечней объектов, подлежащих региональному государственному надзору в области использования и охраны водных объектов;

13) пункт утратил силу с 1 ноября 2013 года – Федеральный закон от 21 октября 2013 года N 282-ФЗ.

1) предоставление водных объектов или их частей, находящихся в федеральной собственности и расположенных на территориях субъектов Российской Федерации, в пользование на основании договоров водопользования, решений о предоставлении водных объектов в пользование, за исключением случаев, указанных в части 1 статьи 21 настоящего Кодекса;

2) осуществление мер по охране водных объектов или их частей, находящихся в федеральной собственности и расположенных на территориях субъектов Российской Федерации;

3) осуществление мер по предотвращению негативного воздействия вод и ликвидации его последствий в отношении водных объектов, находящихся в федеральной собственности и полностью расположенных на территориях субъектов Российской Федерации.

2. Действие части 1 настоящей статьи не распространяется на водоемы, которые полностью расположены на территориях соответствующих субъектов Российской Федерации и использование водных ресурсов которых осуществляется для обеспечения питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения двух и более субъектов Российской Федерации. Перечень таких водоемов устанавливается Правительством Российской Федерации.

3. Средства на осуществление передаваемых в соответствии с частью 1 настоящей статьи полномочий предоставляются в виде субвенций из федерального бюджета.

4. Общий объем субвенций из федерального бюджета, предоставляемых бюджетам субъектов Российской Федерации для осуществления переданных в соответствии с частью 1 настоящей статьи полномочий, определяется по методике, утвержденной Правительством Российской Федерации, исходя из квоты забора (изъятия) водных ресурсов из водных объектов, выделенной определенному субъекту Российской Федерации, количества жителей, проживающих на территориях, подверженных негативному воздействию вод, протяженности береговой линии (границы водного объекта) в границах поселения.

5. Порядок расходования и учета указанных в части 3 настоящей статьи средств на предоставление субвенций устанавливается Правительством Российской Федерации.

6. Средства на осуществление указанных в части 1 настоящей статьи полномочий носят целевой характер и не могут быть использованы на другие цели.

7. В случае использования указанных в части 3 настоящей статьи средств не по целевому назначению федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по контролю и надзору в финансово-бюджетной сфере, вправе осуществить взыскание указанных средств в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

8. Уполномоченный федеральный орган исполнительной власти вправе принимать нормативные правовые акты по вопросам переданных полномочий, в том числе административные регламенты предоставления государственных услуг и исполнения государственных функций в сфере переданных полномочий, а также издавать обязательные для исполнения методические указания и инструктивные материалы по осуществлению переданных полномочий органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

1) пункт утратил силу с 24 июля 2015 года – Федеральный закон от 13 июля 2015 года N 233-ФЗ;

2) осуществляет контроль за правовым регулированием, осуществляемым органами государственной власти субъектов Российской Федерации по вопросам переданных полномочий, с правом направления обязательных для исполнения предписаний об отмене нормативных правовых актов субъектов Российской Федерации или о внесении в них изменений;

Требования, предъявляемые к красящим веществам

7.1 Выбор трассы трубопроводов должен проводиться на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов с учетом природных особенностей территории, расположения населенных мест, залегания торфяников, а также транспортных путей и коммуникаций, которые могут оказать негативное влияние на магистральный трубопровод.

Правильная маркировка трубопроводов

7.2 Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Российской Федерации.

7.3 Возмещение убытков землепользователям, потерь сельскохозяйственного производства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйству следует определять в установленном порядке.

7.4 Для проезда к трубопроводам должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети.Необходимость строительства дорог, вдольтрассовых и технологических проездов на период строительства и для эксплуатации трубопровода определяется в задании на проектирование.

7.5 При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемого трубопровода на ближайшие 20 лет, а также условия строительства и обслуживания трубопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т.д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

7.6 Не допускается предусматривать прокладку магистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим организациям – собственникам коммуникаций и сооружений.

7.7 Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами, за исключением случаев прокладки:кабеля технологической связи данного трубопровода на подводных переходах (в одной траншее) и на переходах через железные и автомобильные дороги (в одном футляре);

газопроводов номинальным диаметром до 1000 на давление до 2,5 МПа и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром 500 и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог категорий III, IV и V. При этом участки трубопроводов, укладываемых по мосту и на подходах к нему на расстояниях, указанных в таблице 4, следует относить к категории I.

Таблица 4

Объекты, здания и сооружения

Минимальные расстояния, м, от оси

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

класса

I

II

IV

III

II

I

номинальным диаметром, DN

300 и менее

св. 300 до 600

св. 600 до 800

св. 800 до 1000

св. 1000 до 1200

св. 1200 до 1400

300 и менее

св. 300

300 и менее

св. 300 до 500

св. 500 до 1000

св. 1000 до 1200

1 Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйст-
венные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектро-
станции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I и II с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи операторов связи – владельцев коммуникаций

100

150

200

250

300

350

75

125

75

100

150

200

2 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги категорий I-III, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: 1-2-этажные жилые здания; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйст-
венные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы

75

125

150

200

225

250

75

100

50

50

75

100

3 Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги категорий IV-V, параллельно которым прокладывается трубопровод

30

50

100

150

175

200

30

50

30

30

30

50

4 Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог категорий III, IV с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)

75

125

150

200

225

250

75

125

75

100

150

200

5 Территории НПС, ПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, ПГРС, установок очистки и осушки газа

75

125

150

200

225

250

75

125

30

30

50

50

6 Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов

50

50

100

150

175

200

50

50

50

50

50

50

7 При прокладке подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов выше по течению:

от мостов железных и автомобильных дорог, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений

300

300

300

500

от пристаней и речных вокзалов

1000

1000

1000

1500

от водозаборов

3000

3000

3000

3000

8 Территории ГРС, АГРС, регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:

а) городов; населенных пунктов; предприятий; отдельных зданий и сооружений; других потребителей

50

75

100

125

150

175

50

75

б) объектов газопровода (пунктов замера расхода газа, термоэлектрогенераторов и т.д.)

25

25

25

25

25

25

25

25

9 Автоматизи-
рованные электростанции с термоэлектро-
генераторами; блок-контейнеры, обеспечивающие функциони-
рование магистрального трубопровода: пунктов контроля и управления линейной телемеханикой и автоматикой (ПКУ); связи

Не менее 15 от крайней нитки
(но не менее 25 м от взрывоопасной зоны при наличии трансформатора в ПКУ)

10 Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем

25

25

25

25

25

25

25

25

75

100

150

200

11 Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов

В соответствии с требованиями документов в области технического регулирования и по согласованию с владельцами указанных объектов

12 Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линий

В соответствии с требованиями ПУЭ [3]

электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более

13 Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из трубопровода

50

75

75

75

100

100

50

50

30

30

50

50

14 Кабели междугородной связи и силовые электрокабели

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

15 Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектро-
генераторы

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

16 Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

17 Вдольтрассовые проезды, предназначенные только для обслуживания трубопроводов

Не менее 10

Примечания

1 Расстояния, указанные в таблице, следует принимать: для городов и других населенных пунктов – от границ населенных пунктов с учетом земель межселенных территорий, включенных в границы населенных пунктов, на основе утвержденных документов территориального планирования субъектов РФ и муниципальных образований; для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин – от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог – от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 м от границы полосы отвода дороги; для автомобильных дорог – от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов – от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений – от ближайших выступающих их частей.

2 Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий и сооружений.

3 Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог.

4 При соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспечении эксплуатационной надежности и экологической безопасности допускается сокращение указанных в гр.3-9 настоящей таблицы (за исключением поз.5, 8, 10, 13-16) и в гр.2 (только для поз.1-6) расстояний при условии оснащения трубопровода средствами автоматизированного отключения при появлении утечек, а также не реже одного раза в два года проведения их диагностирования неразрушающими методами контроля.

5 Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз.1 настоящей таблицы, следует принимать увеличенными в 2 раза, в поз.2-6, 8-10 и 13 – в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м.

6 При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшение указанных в поз.1, 2, 4 и 10 расстояний до 25% при условии, что принятые расстояния должны быть не менее 50 м.

7 При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по настоящей таблице как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 м.

8 Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30%.

9 Указанные в поз.7 настоящей таблицы минимальные расстояния от подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50% при условии строительства перехода методами ННБ, тоннелирования и микротоннелирования с заглублением трубопровода (или тоннеля) до верхней образующей не менее 6 м на всем протяжении руслового участка и не менее 3 м от линии предельного размыва русла (рассчитанной на срок службы перехода) или при укладке этих трубопроводов в защитном футляре (кожухе) из стальных труб.

10 Газопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам.

11 Знак “-” в таблице означает, что расстояние не регламентируется.

7.1 Общие положения

Краткий обзор нормативной документации по маркировке трубопроводов на объектах теплоснабжения

Правильная маркировка трубопроводов

В настоящем своде правил использованы ссылки на следующие нормативные документы:ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозииГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условияГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения.

Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозииГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условияГОСТ 3845-75 Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлениемГОСТ 5457-75 Ацетилен растворенный и газообразный технический. Технические условияГОСТ 5494-95 Пудра алюминиевая.

Технические условияГОСТ 5583-78 Кислород газообразный технический и медицинский. Технические условияГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойствГОСТ 8050-85 Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условияГОСТ 9087-81* Флюсы сварочные плавленые. Технические условияГОСТ 9238-2013 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строенийГОСТ 9454-78 Металлы.

Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурахГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условияГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей.

ТипыГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворовГОСТ 10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условияГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 200 кгс/см). Конструкция и размерыГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная.

ГОСТ 25100-2011 Грунты. КлассификацияГОСТ 30456-97 Металлопродукция. Прокат листовой и трубы стальные. Методы испытания на ударный изгибСП 14.13330.2014 “СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах” (с изменением N 1)СП 16.13330.2011 “СНиП II-23-81* Стальные конструкции” (с изменением N 1)СП 18.13330.

Правильная маркировка трубопроводов

2011 “СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий”СП 20.13330.2011 “СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия”СП 21.13330.2012 “СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах”СП 22.13330.2011 “СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений”СП 24.13330.2011 “СНиП 2.02.

03-85 Свайные фундаменты”СП 25.13330.2012 “СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах”СП 28.13330.2012 “СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии” (с изменением N 1)СП 47.13330.2012 “СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения”СП 62.13330.

2011 “СНиП 41-01-2002 Газораспределительные системы” (с изменением N 1)СП 86.13330.2014 “СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы” (с изменением N 1)СП 110.13330.2011 “СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы”СП 125.13330.2012 “СНиП 2.05.13-90 Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов”СП 165.1325800.2014 “СНиП 2.01.

51-90 Инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне”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 сводом правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.(Измененная редакция, Изм. N 1).

Правильная маркировка трубопроводов

VII. Окраска и надписи на трубопроводах

7.1. В зависимости от назначения трубопровода и параметров среды поверхность трубопровода должна быть окрашена в соответствующий цвет и иметь маркировочные надписи.

Окраска, условные обозначения, размеры букв и расположение надписей должны соответствовать государственным стандартам.

а) на магистральных линиях — номер магистрали (римской цифрой) и стрелка, указывающая направление движения рабочей среды. В случае если при нормальном режиме возможно движение ее в обе стороны, даются две стрелки, направленные в обе стороны;

б) на ответвлениях вблизи магистралей — номер магистрали (римской цифрой), номера агрегата (арабскими цифрами) и стрелки, указывающие направление движения рабочей среды;

в) на ответвлениях от магистралей вблизи агрегатов — номер магистрали (римской цифрой) и стрелки, указывающие направление движения рабочей среды.

7.3. Число надписей на одном и том же трубопроводе не нормируется. Надписи должны быть видимы с мест управления вентилями, задвижками и т.п. В местах выхода и входа трубопроводов в другое помещение надписи обязательны.

7.4. При покрытии поверхности изоляции трубопровода металлической обшивкой (листами алюминия, оцинкованного железа и другими коррозионно-стойкими металлами) окраска обшивки по всей длине может не производиться. В этом случае в зависимости от транспортируемой среды должны наноситься соответствующие условные обозначения.

В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:ГОСТ 9.032-74 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначенияГОСТ 9.304-87 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия газотермические. Общие требования и методы контроляГОСТ 9.

315-91 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия алюминиевые горячие. Общие требования и методы контроляГОСТ 9.402-2004 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиваниюГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения.

Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозииГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требованияГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасностиГОСТ 12.3.009-76 ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасностиГОСТ 12.3.032-84 ССБТ.

Работы электромонтажные. Общие требования безопасностиГОСТ 17.2.3.02-2014 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиямиГОСТ 17.4.1.02-83 Охрана природы. Почвы. Классификация химических веществ для контроля загрязненияГОСТ 17.4.3.02-85 Охрана природы. Почвы.

Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работГОСТ 17.4.3.04-85 Охрана природы. Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязненияГОСТ 17.5.1.01-83 Охрана природы. Рекультивация земель. Термины и определенияГОСТ 17.5.3.05-84 Охрана природы. Рекультивация земель.

Общие требования к землеваниюГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условияГОСТ 5686-2012 Грунты. Методы полевых испытаний сваямиГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойствГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический методГОСТ 8695-75 Трубы. Метод испытания на сплющивание

ГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условияГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требованияГОСТ 19007-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения времени и степени высыханияГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий.

Правильная маркировка трубопроводов

Магнитопорошковый методГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действияГОСТ 23274-84 Здания мобильные (инвентарные). Электроустановки. Общие технические условия.ГОСТ 23407-78 Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ.

Технические условияГОСТ 23764-79 Гамма-дефектоскопы. Общие технические условияГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроляГОСТ 25113-86 Контроль неразрушающий. Аппараты рентгеновские для промышленной дефектоскопии. Общие технические условияГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники.

Термины и определенияГОСТ 26887-86 Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условияГОСТ 28012-89 Подмости передвижные сборно-разборные. Технические условияГОСТ 28302-89 Покрытия газотермические защитные из цинка и алюминия металлических конструкций. Общие требования к типовому технологическому процессуГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов.

Технические условияГОСТ 31993-2013 (ISO 2808:2007) Материалы лакокрасочные. Определение толщины покрытияГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытанийГОСТ Р 21.1101-2013 СПДС.

Основные требования к проектной и рабочей документацииГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозииГОСТ Р 52289-2004 Технические средства организации дорожного движения. Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройствГОСТ Р 52290-2004 Технические средства организации дорожного движения.

Знаки дорожные. Общие технические требованияГОСТ Р 55724-2013 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковыеГОСТ ИСО 8573-3-2006 Сжатый воздух. Часть 3. Методы контроля влажностиСП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты.

Правильная маркировка трубопроводов

Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениямСП 14.13330.2014 “СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах” (с изменением N 1)СП 24.13330.2011 “СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты”СП 25.13330.2012 “СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах”СП 28.13330.2012 “СНиП 2.03.

11-85 Защита строительных конструкций от коррозии”СП 34.13330.2012 “СНиП 2.05.02-85* Автомобильные дороги”СП 36.13330.2012 “СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы”СП 45.13330.2012 “СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты”СП 47.13330.2012 “СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства.

Основные положения”СП 48.13330.2011 “СНиП 12-01-2004 Организация строительства”СП 61.13330.2012 “СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов”СП 63.13330.2012 “СНиП 52-01-2003 Бетонные и железобетонные конструкции. Основные положения”СП 71.13330.2011* “СНиП 3.04.01-87 Изоляционные и отделочные покрытия”

Индивидуальный тепловой пункт. Принцип работы

ПРИЛОЖЕНИЕ Рекомендуемое

1 – для сварных без усиливающих накладок; 2 – для штампованных и штампосварных; 3 – для тройников с усиливающими накладками

Электронный текст документа подготовлен АО “Кодекс” и сверен по:официальное изданиеМ.: ФГУП ЦПП, 2005

3.1.1 блок коммуникаций: Сборочная единица, включающая трубопроводы, опоры и опорные конструкции под них, средства защиты от внешних воздействий и другие устройства.

3.1.2 блок технологический: Комплекс или сборочная единица технологического оборудования заданного уровня заводской готовности и производственной технологичности, предназначенные для осуществления основных или вспомогательных технологических процессов. В состав блока включаются машины, аппараты, первичные средства контроля и управления, трубопроводы, опорные и обслуживающие конструкции, тепловая изоляция и химическая защита. Блоки формируются, как правило, для осуществления теплообменных, массообменных, гидродинамических, химических, биологических процессов.

1 Число, следующее после PN, не имеет размерности и не может применяться в расчетах, если нет специальной оговорки в стандарте.

2 Максимальное допустимое давление элемента трубопровода зависит от числа PN, материала, конструкции и максимальной температуры этого элемента и т.д.Соответствующие европейские региональные стандарты для элементов трубопроводов содержат таблицы с соотношениями “давление-температура”* или, как минимум, правило, согласно которому можно рассчитать эти соотношения.________________* Для арматуры и деталей трубопроводов из российских материалов – это таблицы, включенные в ГОСТ 356.

3.1.4 давление пробное: Избыточное давление, при котором проводится испытание трубопровода и его элементов на прочность и плотность (МПа, кгс/см).

3.1.5 давление рабочее;: Максимальное внутреннее избыточное или наружное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса (МПа, кгс/см).

3.1.6 давление разрешенное;: Максимально допустимое избыточное давление элемента трубопровода, установленное по результатам освидетельствования или диагностирования (МПа, кгс/см).

3.1.7 давление расчетное;Р: Давление, на которое проводится расчет на прочность, определяемое автором технологической части проекта согласно 4.6 (МПа, кгс/см).

3.1.8 деталь трубопровода (фасонная деталь, фитинг): Часть трубопровода, предназначенная для соединения отдельных его участков с изменением или без изменения направления или проходного сечения (отвод, переход, тройник, заглушка, фланец) либо крепления трубопровода (опора, подвеска, болт, гайка, шайба, прокладка и т.д.) и изготовленная из материала одной марки.

3.1.9 дефект протяженный: Дефект при ультразвуковом контроле, условная протяженность или приведенная протяженность которого превышает значения, установленные для точечного дефекта.

3.1.10 дефект точечный: Дефект при ультразвуковом контроле, условная протяженность которого не превышает условной протяженности искусственного отражателя площадью, равной предельной чувствительности, и который выполнен на глубину залегания дефекта.

3.1.11 диаметр номинальный;DN(диаметр условного прохода, номинальный размер, условный диаметр): Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей.Примечание – Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого элемента, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке.

3.1.12 крестовина: Соединение (рисунок 6.2 е), в котором расстояние между осями ответвляемых трубопроводов составляет: для ответвлений диаметром до 100 мм – не менее D 50 мм; для ответвлений диаметром 100 мм и более – не менее D 100 мм.

3.1.13 межблочные связи: Часть линии трубопровода, соединяющая технологические блоки с блоками коммуникаций.

3.1.14 нормативный документ; НД: Стандарт, технические условия, свод правил, правила и т.п.

3.1.15 отвод: Деталь трубопровода, обеспечивающая изменение направления потока транспортируемого вещества.

3.1.16 отвод гнутый: Отвод, изготовленный из трубы, с радиусом гиба более 1,5 DN.

3.1.17 отвод крутоизогнутый: Отвод, изготовленный из трубы с радиусом гиба не более 1,5 DN.

3.1.18 отвод сварной (секторный): Отвод, изготовленный из секторов трубы с использованием сборки и сварки.

3.1.19 отвод штампосварной: Отвод, изготовленный из листа с использованием штамповки и сварки.

3.1.20 переход: Фасонная деталь трубопровода, предназначенная для расширения или сужения потока транспортируемого вещества; в зависимости от способа изготовления переходы подразделяются на бесшовные, вальцованные и лепестковые.

3.1.21 переход бесшовный: Переход, изготовленный из труб или листового проката способом штамповки.

Правильная маркировка трубопроводов

3.1.22 переход вальцованный: Переход, изготовленный из листового проката способом вальцовки с последующей сваркой.

3.1.23 переход лепестковый: Переход, изготовленный из труб способом вырезки на концах труб клиньев, обсадки их с нагревом и с последующей сваркой.

3.1.24 разъемное соединение: Соединение, обеспечивающее механическую прочность и герметичность, в котором механическая прочность достигается посредством применения резьбовых, шлицованных, отбортованных или фланцевых концов труб, соединяемых с помощью резьбовых, байонетных, бугельных и других деталей, а герметичность – применением прокладок, герметизирующих композиций, отбортованных торцов или механически обработанных и пригнанных друг к другу поверхностей.

3.1.25 температура стенки допускаемая: Максимальная (минимальная) температура стенки, при которой допускается эксплуатация трубопровода.

3.1.26 температура стенки расчетная: Температура, при которой принимаются физико-механические характеристики, допускаемые напряжения материала и проводится расчет на прочность элементов трубопроводов.

3.1.27 технологический узел: Конструктивно и технологически обособленная часть объекта строительства, техническая готовность которой после завершения строительно-монтажных работ позволяет автономно, независимо от готовности объекта в целом проводить пусконаладочные работы, индивидуальные испытания и комплексное опробование агрегатов, механизмов и устройств.

3.1.28 тройник: Фасонная деталь трубопровода для слияния или деления потоков транспортируемого вещества под углом от 45° до 90°; в зависимости от способа изготовления тройники подразделяются на бесшовные, сварные и штампосварные.

3.1.29 тройник бесшовный: Тройник, изготовленный из бесшовной трубы способом горячей штамповки либо гидроштамповки или изготовленный из поковки или из литой заготовки.

3.1.30 тройник сварной: Тройник, изготовленный из бесшовных или электросварных труб способом врезки штуцера.

3.1.31 тройник штампосварной: Тройник, изготовленный из листового проката способом горячей штамповки с отбортовкой горловины и последующей сваркой.

3.1.32 трубопровод: Сооружение из труб, деталей трубопровода, арматуры, плотно и прочно соединенных между собой, предназначенное для транспортирования газообразных и жидких продуктов.

3.1.33 трубопроводная арматура (арматура): Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях и предназначенное для управления потоком рабочей среды посредством изменения площади проходного сечения.

3.1.34 участок трубопровода: Часть технологического трубопровода, как правило, из одного материала, по которому транспортируется вещество при постоянных давлении и температуре. При определении участка трубопровода в его границах для одного номинального прохода должна быть обеспечена идентичность марок арматуры, фланцев, отводов, тройников и т.п.

3.1.35 штуцер: Элемент трубы с отверстием, к которому присоединяется трубопровод, контрольно-измерительный прибор, заглушка и т.п. с помощью резьбы или резьбовых деталей, сварки и т.д.

3.2 СокращенияВ настоящем стандарте применены следующие сокращения:УЗК (УЗД) – ультразвуковой контроль (ультразвуковая дефектоскопия);РД – радиографический контроль (дефектоскопия);РЭ – руководство по эксплуатации;KCU (KCV) – ударная вязкость, на образце с U-образным надрезом (то же с V-образным надрезом);СНП – спирально-навитая прокладка;

ТУ – технические условия;МКК – межкристаллитная коррозия.

Правильная маркировка трубопроводов

Центральный тепловой пункт, являющийся источником теплоносителя, подает горячую воду на вход индивидуального теплового пункта через трубопровод. Причем эта жидкость никоим образом не попадает ни в одну из систем здания. Как для отопления, так и для подогрева воды в системе ГВС, а также вентиляции используется исключительно температура подаваемого теплоносителя. Передача энергии в системы происходит в теплообменниках пластинчатого типа.

Температура передается магистральным теплоносителем воде, забранной из системы холодного водоснабжения. Итак, цикл движения теплоносителя начинается в теплообменнике, проходит через тракт соответствующей системы, отдавая тепло, и по обратному магистральному водопроводу возвращается для дальнейшего использования на предприятие, обеспечивающее теплоснабжение (котельную). Часть цикла, предусматривающая отдачу тепла, обогревает жилища и делает воду в кранах горячей.

Холодная вода поступает в подогреватели из системы холодного водоснабжения. Для этого используется система насосов, поддерживающих требуемый уровень давления в системах. Насосы и дополнительные устройства необходимы для снижения, либо повышения, давления воды из снабжающей магистрали до допустимого уровня, а также его стабилизации в системах здания.

Согласно хрестоматийному определению ИТП — это не что иное, как тепловой пункт, предназначенный для обслуживания целого здания или отдельных его частей. Эта сухая формулировка требует пояснения.

17 Строительство переходов под автомобильными и железными дорогами

6.1. К естественным и искусственным препятствиям относятся: реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

6.2. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

Примечания: 1. Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий не допускается.

2. Место перехода следует согласовывать с соответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами по регулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов и заинтересованными организациями.

Правильная маркировка трубопроводов

6.3. Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:для многониточных переходов – участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;для однониточных переходов – участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10%-ной обеспеченности.

6.4. Створы переходов через реки надлежит выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

6.5. При выборе створа перехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.При определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет следует производить по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране природы.

6.6. Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.При глубине подводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средства разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения трубопроводов и укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

6.7. Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.

При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в табл.4*, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.

6.8. Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходов газопроводов до указанных объектов должны приниматься по табл.4* как для подземной прокладки.

6.9. При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами следует назначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном.

50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм.На многониточном переходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных трубопроводов (основных ниток) и одного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных ниток трубопроводов в одной траншее.

6.10. Минимальные расстояния между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части магистрального трубопровода.

6.11*. Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1% обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложенными в разд.8.Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, то следует предусматривать:на русловом участке перехода – сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечить надежное их крепление к трубопроводу для укладки трубопровода способом протаскивания по дну;на пойменных участках – одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами.

6.12. Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условий прокладки кабеля данного трубопровода.Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

6.13. Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки и способа укладки подводного трубопровода.

6.14. Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части не рекомендуется.

Примечание. Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков или находиться под защитой специального крепления берегов.

6.15. Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах трубопроводов, согласно п.4.12* следует размещать на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.На берегах горных рек отключающую арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспеченности.

6.16. Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

6.17. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

Примечания: 1. При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10%-ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дн., а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м и горных рек.

2. Диаметр резервной нитки определяется проектом.

Правильная маркировка трубопроводов

3. Допускается предусматривать прокладку перехода через водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии тщательного обоснования такого решения в проекте.

4. При необходимости транспортирования по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды шириной менее 75 м в две нитки.

6.18. При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, следует производить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

6.19. Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб, обеспечивая закрепление перехода против всплытия на береговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

6.20. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно “Правилам плавания по внутренним судоходным путям”, утвержденным Минречфлотом РСФСР, и “Правилам охраны магистральных трубопроводов”, утвержденным Советом Министров СССР.

6.21. На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов.Как исключение, при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должны быть обеспечены прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток.

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

Правильная маркировка трубопроводов

12.1.1 Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по стандартам на трубы.

12.1.2 Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) и следует определять по формулам

где – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1; , – коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам 10 и 11; – коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по таблице 12.Таблица 10

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу

Сварные из стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами

1,34

Сварные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% сварных соединений неразрушающими методами.

Бесшовные, подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% на сплошность металла неразрушающими методами

1,40

Сварные, изготовленные электроконтактной сваркой токами высокой частоты, сварные соединения которых термически обработаны и подвергнуты автоматическому контролю в объеме 100% неразрушающими методами

1,47

Прочие бесшовные или электросварные

1,55

Примечание – Допускается применять коэффициенты: 1,34 вместо 1,40; 1,40 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту .

Таблица 11

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу

Бесшовные из малоуглеродистых сталей

1,10

Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой и низколегированной стали с отношением 0,8

1,15

Сварные из высокопрочной стали с отношением 0,8

1,20

Таблица 12

Номинальный диаметр трубопровода

Значение коэффициента надежности по ответственности трубопровода

для газопроводов в зависимости от внутреннего давления

для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

5,5 МПа

5,57,5 МПа

7,510 МПа

500 и менее

1,100

1,100

1,100

1,100

600-1000

1,100

1,100

1,155

1,100

1200

1,155

1,155

1,210

1,155

1400

1,155

1,210

1,265

12.1.3 Основные физические характеристики стали для труб следует принимать по таблице 13.Таблица 13

Физическая характеристика и обозначение стали

Величина и размерность

Плотность

7850 кг/м

Модуль упругости

206000 МПа

Коэффициент линейного расширения

0,000012 град

Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла:

упругой

0,3

пластической

по 12.4.3

12.1.4 Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

12.2.1 Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СП 20.13330.При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке следует принимать по таблице 14.

Таблица 14

Характер нагрузки и воздействия

Нагрузка и воздействие

Способ прокладки трубопровода

Коэффициент надежности по нагрузке

Подземный, наземный
(в насыпи)

Надземный

Постоянные

Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств

1,10 (0,95)

Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)

1,00 (0,90)

Давление (вес) грунта

1,20 (0,80)

Гидростатическое давление воды

1,00

Временные длительные

Внутреннее давление для газопроводов

1,10

Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром 700-1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром 700 с промежуточными НПС, ПС без подключения емкостей

1,15

Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром 700-1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром 700 без промежуточных или с промежуточными НПС, ПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром менее 700

1,10

Масса продукта или воды

1,00 (0,95)

Температурные воздействия

1,00

Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры

1,50

Кратковременные

Снеговая нагрузка

1,40

Ветровая нагрузка

1,20

Гололедная нагрузка

1,30

Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов

1,00

Воздействие селевых потоков и оползней

1,00

Особые

Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах

1,00

Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или многолетнемерзлых грунтов при оттаивании)

1,00

Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов

1,05

Примечания

1 Знак ” ” означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак “-” – не учитываются.

2 Значения коэффициента надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции.

3 Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц.

4 Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации в газопроводах возможно полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах – попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.

5 Для защиты нефтепровода (нефтепродуктопровода) от повышения давления система автоматизации должна обеспечивать отключение НПС, ПС при повышении давления в нефтепроводе до величины, равной 1,09 от допустимого рабочего давления на выходе НПС, ПС.

12.2.2 При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

12.2.3 Рабочее (нормативное) давление определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования. При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

12.2.4 Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

где – плотность газа, кг/м (при 0 °С , 1013 гПа); – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с; – абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; – внутренний диаметр трубы, см; – коэффициент сжимаемости газа; – абсолютная температура, К (, где – температура газа, °С).Для природного газа допускается принимать

где – рабочее (нормативное) давление, МПа; – обозначение то же, что в формуле (4).Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

где – плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м; , – обозначения те же, что в формуле (4).

12.2.5 Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы , Н/м, следует определять по формуле

где – толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СП 20.13330; – наружный диаметр трубы, см.

12.2.6 Нормативную снеговую нагрузку , Н/м, на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СП 20.13330.При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода принимается равным 0,4.

12.2.7 Нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е.

12.2.8 Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

12.2.9 При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность, устойчивость и при выборе типа изоляции следует учитывать температуру газа, нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортирования продукта.

12.2.10 Выталкивающая сила воды , Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

где – наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м; – плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м; – обозначение то же, что в формуле (4).Примечание – При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидкопластическое состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.

Контрольная арматура

6.1.1 Места производства погрузочно-разгрузочных работ должны иметь основание, обеспечивающее устойчивость подъемно-транспортного оборудования, складируемых материалов и транспортных средств.

6.1.2 Погрузочно-разгрузочные работы должны выполняться с использованием грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют массе и габаритам перемещаемых грузов и обеспечивают сохранность их качества.

6.1.3 В качестве грузозахватных средств должны применяться траверсы, клещевые и торцевые захваты, кольцевые стропы, надеваемые на трубы удавкой. Крюки траверс и торцовых захватов должны быть снабжены защитными накладками, предохраняющими трубы от повреждений.

6.1.4 Стрелы кранов-трубоукладчиков, предназначенных для работы с изолированными трубами, следует оборудовать накладками из эластичных материалов, исключающих повреждение защитного покрытия трубопровода.

6.1.5 Погрузка и разгрузка труб увеличенной длины должна производиться с применением специальной оснастки.

6.1.6 Разгрузку труб с изоляционным и теплоизоляционным покрытиями с трубоплетевозов и седельных автопоездов на трассе трубопровода и их перемещение следует производить краном-трубоукладчиком с применением одного из следующих грузозахватных средств: траверсы; мягкого полотенца из технических тканей, которое закрепляется на крюке трубоукладчика; мягкого полотенца с траверсой.

6.1.7 Погрузка-разгрузка труб с изоляционным покрытием стальными стропами (канатами) запрещается.

6.1.8 Для исключения соударения разгружаемых труб о борта полувагона и автотранспортного средства следует применять направляющие канаты (чалочные стропы).

6.1.9 Траверсу следует плавно подавать в полувагон или на платформу, исключая соударение с выгружаемыми трубами.

Правильная маркировка трубопроводов

6.1.10 Не допускается сбрасывать трубы на автотранспортное средство.

6.1.11 Трубы диаметром более 530 мм должны разгружаться из полувагонов поштучно.

6.1.12 Перекатку труб и трубных секций разрешается производить только по лагам. Перекатка труб в теплоизоляции запрещается.

6.1.13 Перемещение труб и трубных секций волоком запрещается.

6.1.14 При разгрузке труб, их перемещении и укладке в штабели необходимо исключать соударение труб и протаскивание разгружаемых труб по трубам штабеля.

6.1.15 Для выгрузки труб с утяжеляющим бетонным покрытием в металлополимерной оболочке следует применять траверсы с мягкими текстильными полотенцами.

6.1.16 Погрузочно-разгрузочные работы теплоизолированных труб в полиэтиленовой оболочке должны производиться при температурах от минус 20 °С до 50 °С, в стальной или металлополимерной оболочке – от минус 40 °С до 50 °С.

Правильная маркировка трубопроводов

10.1.1 Ремонт мест повреждений заводского покрытия труб, запорно-регулирующей арматуры, фитингов в трассовых условиях осуществляется по результатам проведения входного контроля, осуществляемого в соответствии с 6.2 .

10.1.2 Проведение ремонта должно осуществляться в местах складирования и хранения труб, а также непосредственно на участках строительства трубопровода после транспортирования труб и проведения строительно-монтажных работ.

10.1.3 Ремонту подлежат все сквозные и несквозные (в местах отслаивания покрытия от стали, в местах сдиров, царапин и вмятин при толщине оставшегося слоя менее 1,5 мм и диэлектрической сплошности менее 5 кВ/мм толщины покрытия) повреждения покрытия, полученные при транспортировании труб от завода-изготовителя к месту проведения строительно-монтажных работ.

10.1.4 Работы по ремонту мест повреждений покрытия должны осуществляться обученными специалистами подрядчика в соответствии с ППР и технологическими картами.

10.1.5 Ремонтные бригады должны быть укомплектованы необходимым технологическим и вспомогательным оборудованием, предусмотренным технологическими картами.

10.1.6 При ремонте несквозных повреждений заводского покрытия (царапин, вмятин) применяются термоплавкие карандаши-заполнители, а также ручные пистолеты-экструдеры. Допускается осуществлять ремонт покрытия путем нагрева дефектного участка промышленным феном, пропановой горелкой с последующим разглаживанием покрытия фторопластовым роликом или шпателем.

10.1.7 При ремонте сквозных и несквозных повреждений заводского покрытия должны применяться ремонтные материалы, совместимые по свойствам с заводским изоляционным покрытием в соответствии с рекомендациями изготовителей ремонтных материалов.

10.1.8 Материалы, используемые при ремонте мест повреждений заводского покрытия, должны отвечать требованиям стандартов или технических условий на данные материалы. Производители-поставщики ремонтных материалов должны гарантировать их качество и предоставить порядок и технологию их применения.

10.1.9 Отремонтированные участки покрытия должны быть проконтролированы по показателям: внешний вид, толщина, диэлектрическая сплошность. По данным показателям свойств покрытие на ремонтных участках должно соответствовать заводскому покрытию труб.

10.2.1 Основные технологические параметры схем подъема и укладки плети в траншею, количество кранов-трубоукладчиков, расстояния между ними и усилия на крюках кранов-трубоукладчиков назначаются проектной документацией и ППР из условия минимизации нагрузок в опасных сечениях трубопровода. При укладке должно быть обеспечено проектное положение трубопровода.

10.2.2 Выбор кранов-трубоукладчиков при формировании укладочных колонн для каждого диаметра трубопроводов должен выполняться на основе следующих данных:диаметра и толщины стенки трубопровода;массы поднимаемой плети;параметров траншеи (глубины, ширины по верху и др.);высоты подъема плети;грузовых характеристик кранов-трубоукладчиков (грузоподъемность, грузовой момент);вылета стрел кранов-трубоукладчиков колонны.

10.2.3 Расчет числа кранов-трубоукладчиков в колонне должен учитывать изменение нагрузок на крюках кранов-трубоукладчиков, при укладке трубопровода в траншею, в зависимости от рельефа местности, неровностей строительной полосы и согласованности действий машинистов.

10.2.4 Требования безопасности к кранам-трубоукладчикам, оборудованию указателей нагрузки на крюке и ограничителей грузоподъемности (грузового момента) приведены в [41].

10.2.5 Для снижения опасности обрушения стенок траншеи и уменьшения вылета стрелы при укладке трубопровода на грунтах с низкой несущей способностью следует использовать краны-трубоукладчики с уширенными гусеницами (левой или левой и правой).

10.2.6 Укладку трубопровода с изоляционным покрытием в траншею следует производить в соответствии с требованиями проектной документации и ППР следующими методами:сваркой труб (секций труб) в плеть с укладкой на инвентарные лежки и опускание плети с бермы на дно траншеи в один этап;сваркой труб (секций труб), укладкой плети на инвентарные лежки с удалением от 10 до 12 м от бровки траншеи, очисткой траншеи от снега, проведение подсыпки, перекладкой плети на расстояние до 2 м от бровки и последующим вторым этапом опусканием плети на дно траншеи;

заготовкой в стесненных условиях плети на временных опорах (лежках) над траншеей с последующим опусканием плети на дно траншеи;продольным протаскиванием (сплавом) плети вдоль траншеи с последующим погружением на дно траншеи;протаскиванием по дну траншеи при пересечении коммуникаций;опусканием на болотах и обводненных грунтах забалластированной плети трубопровода на проектные отметки без ее подъема с поэтапным подкопом.

10.2.7 В зимних условиях перед контролем профиля траншеи и проведением укладочных работ траншея должна очищаться от снега и льда.

10.2.8 При сильном притоке грунтовых вод необходимо проводить принудительное водопонижение.Способы осушения обводненных траншей и методы производства работ по удалению воды должны отвечать требованиям СП 104.13330, СП 103.13330, СП 45.13330 и указываться в ППР.

10.2.9 Укладка кранами-трубоукладчиками плети с заводским антикоррозионным покрытием, как правило, должна производиться следующими методами:непрерывным с применением троллейных подвесок на полиуретановых катках или авиашинах;циклическими “перехвата” или “переезда” с применением мягких полотенец.

10.2.10 При перемещении и укладке в траншею трубопроводов диаметром 1020-1420 мм краны-трубоукладчики должны работать тремя группами, в каждой группе два или три крана-трубоукладчика.Допускается в исходном положении укладочной колонны принимать равные расстояния между кранами-трубоукладчиками.

10.2.11 На коротких участках трубопровода с кривыми вставками (отводы холодного гнутья, крутоизогнутые отводы) и пересечениями (дороги, подземные трубопроводы и другие коммуникации) следует производить монтаж трубопровода из отдельных труб или секций, подаваемых с бермы на инвентарные лежки в траншее.

10.2.12 При укладке трубопровода с изоляционным покрытием в траншею следует контролировать:соответствие кранов-трубоукладчиков и грузозахватной оснастки требованиям ППР;соблюдение правильности расстановки и высот подъема трубопровода, установленных ППР;сохранность изоляционного покрытия;полное прилегание трубопровода к дну траншеи;установленное проектной документацией положение трубопровода в траншее.

10.3.1 Для изоляции сварных стыков должны использоваться материалы, совместимые по свойствам с заводским изоляционным покрытием в соответствии с рекомендациями изготовителей ремонтных материалов. Тип покрытия на сварных стыках должен соответствовать типу защитного покрытия трубопровода.

Правильная маркировка трубопроводов

10.3.2 Изоляционные работы по защите сварных стыков труб должны выполняться в соответствии с требованиями ППР и технологических карт.

10.3.3 Для изоляции зоны сварных стыков труб с заводским наружным покрытием на основе экструдированного полиэтилена рекомендуется использовать термоусаживающиеся полимерные ленты (манжеты), состоящие из радиационно- или химически сшитой полиэтиленовой пленки-основы с нанесенным на нее адгезионным подслоем на основе термоплавких полимерных композиций или термореактивные покрытия, полученные с использованием жидких двухкомпонентных материалов (полиуретановые, эпоксидно-полиуретановые и другие полимерные композиции).Термоусаживающиеся ленты могут применяться в комплекте с эпоксидным праймером или без него.

Основная статья: Запорная арматура

Основная статья: Контрольная арматура

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ “О техническом регулировании”, а правила разработки и утверждения сводов правил – Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. N 858 “О порядке разработки и утверждения сводов правил”Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛИ: открытое акционерное общество “Инжиниринговая нефтегазовая компания – Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК” (ОАО ВНИИСТ), открытое акционерное общество “Акционерная компания по транспорту нефти “Транснефть” (ОАО “АК “Транснефть”), общество с ограниченной ответственностью “Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ООО “Газпром ВНИИГАЗ”), общество с ограниченной ответственностью “Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов” (ООО “НИИ ТНН”) и открытое акционерное общество “Институт по проектированию магистральных трубопроводов” (ОАО “Гипротрубопровод”)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 “Строительство”

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики

4 УТВЕРЖДЕН приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) от 25 декабря 2012 г. N 108/ГС и введен в действие с 1 июля 2013 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 36.13330.2011 “СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы”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”.

Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 18 августа 2016 г. N 580/пр c 19.02.2017; Изменение N 2, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 29 апреля 2019 г. N 246/пр c 23.08.2019

Изменения N 1, 2 внесены изготовителем базы данных по тексту М.: Стандартинформ, 2019 год

Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛИ: Саморегулируемая организация Некоммерческое партнерство по строительству нефтегазовых объектов “Нефтегазстрой” (далее – СРО НП “НГС”), Открытое акционерное общество “Инжиниринговая нефтегазовая компания – Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК (ОАО ВНИИСТ), Закрытое акционерное общество Научно-проектное внедренческое общество “НГС-оргпроектэкономика” (ЗАО НПВО “НГС-оргпроектэкономика”)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 “Строительство”, Федеральным автономным учреждением “Федеральный центр нормирования, стандартизации и технической оценки соответствия в строительстве” (ФАУ “ФЦС”)

Правильная маркировка трубопроводов

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)

4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 18 февраля 2014 г. N 61/пр и введен в действие с 1 июня 2014 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России) от 26 августа 2016 г. N 596/пр c 27.02.2017; Изменение N 2, утвержденное и введенное в действие Приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 14 декабря 2017 г. N 1664/пр c 15.06.2018

Изменения N 1, 2 внесены изготовителем базы данных по тексту М.: Стандартинформ, 2018

Символы опасности наносимые на стрелки маркировки трубопроводов

Правильная маркировка трубопроводов

В том случае, когда содержимое коммуникаций носит особенно агрессивный характер, на них наносят предупредительные кольца одним из трех цветов: красный цвет соответствует легковоспламеняемости, огнеопасности и взрывоопасности; желтый цвет — опасности и вредности (ядовитость, радиоактивность, способность вызвать различного вида ожоги и др.);

Разметка сетей возможна с помощью наклеек. В том случае, когда наклейка содержит текст, он выполняется четко различимым шрифтом, без лишней символики, слов, аббревиатуры, максимально доступным слогом. Шрифты соответствуют ГОСТ 10807-78.

Наклейки выполняются также в виде стрелок, показывающих направление потока субстанции внутри трубы. Стрелки также стандартизированы относительно размеров

Обозначение на стрелках носит дифференцированный характер: «легковоспламеняющиеся вещества», «взрыво- и пожароопасно», «ядовитые вещества», «коррозийные вещества», «радиоактивные вещества», «внимание — опасность!», «пожароопасно — окислитель», «аллергические вещества». Цвет стрелок, как и надписей, наносят черным или белым цветом, для достижения наибольшего контраста по отношению к основному покрытию трубы

При особо опасном компоненте коммуникаций наклейки выполняются в виде предупреждающих знаков (дополнительно к цветовым кольцам). Знаки имеют треугольную форму с черным изображением на желтом фоне.

Важно!

В водопроводных сетях с горячей водой и в случае транспортировки этилированного бензина надписи должны быть белыми.

Если содержимое трубопровода может повредить цветовое обозначение, изменить его оттенок, в качестве дополнительной маркировки применяют специальные щитки, носящие информативный характер цифрового и буквенного характера. Требования, предъявляемые к графике щитков, идентичны требованиям наклеек. Размерные характеристики щитков соответствуют характеристикам стрелок.

Важно! В водопроводных сетях с горячей водой и в случае транспортировки этилированного бензина надписи должны быть белыми. . Если содержимое трубопровода может повредить цветовое обозначение, изменить его оттенок, в качестве дополнительной маркировки применяют специальные щитки, носящие информативный характер цифрового и буквенного характера

Требования, предъявляемые к графике щитков, идентичны требованиям наклеек. Размерные характеристики щитков соответствуют характеристикам стрелок. Маркировочные щитки должны располагаться в хорошо видимых местах, при необходимости подсвечиваются искусственным освещением без помех для рассмотрения обслуживающим персоналом.

Не редко на предприятиях по трубопроводам транспортируются вещества, опасные для жизни и здоровья людей, окружающей среды. Для данных веществ предусмотрено дополнительное обозначение — предупреждающие цветные кольца.

Правильная маркировка трубопроводов

Также, опасные вещества различаются по свойствам: легковоспламеняемые, огнеопасные, взрывоопасные и ядовитые, токсичные и радиоактивные. Соответствие цвета предупреждающих колец и опасного свойства представлены в таблице 2.

Таблица 2 — Цвета предупреждающих колец
Образцы сигнальных цветов Наименование сигнальных цветов Свойство транспортируемого вещества
Красный Легковоспламеняемость, огнеопасность и взрывоопасность
Желтый Опасность или вредность (ядовитость, токсичность, способность вызывать удушье, термические или химические ожоги, радиоактивность, высокое давление или глубокий вакуум и др.)
Зеленый Безопасность или нейтральность

Различается и степень опасности транспортируемых веществ для человека. ГОСТ 14202 делит вещества по степени опасности на 3 группы, каждой группе соответствует определенное число колец опасности (таблица 3).

Таблица 3
Группа Количество предупреждающих колец Транспортируемое вещество Давление в кгс/см² Температура в °С
1 Одно Перегретый пар До 22 От 250 до 350
Горячая вода, насыщенный пар От 16 до 80 Св. 120
Перегретый и насыщенный пар, горячая вода От 1 до 16 От 120 до 250
Горючие (в том числе сжиженные и активные газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости) До 25 От минус 70 до 250
Негорючие жидкости и пары, инертные газы До 64 От минус 70 до 350
2 Два Перегретый пар До 39 От 350 до 450
Горячая вода, насыщенный пар От 80 до 184 Св. 120
Продукты с токсическими свойствами (кроме сильнодействующих ядовитых веществ и дымящихся кислот) До 16 От минус 70 до 350
Горючие (в том числе сжиженные и активные газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости) От 25 до 64 От 250 до 350 и от минус 70 до 0
Негорючие жидкости и пары, инертные газы От 64 до 100 От 340 до 450 и от минус 70 до 0
3 Три Перегретый пар Независимо от давления От 450 до 660
Горячая вода, насыщенный пар Св. 184 Св. 120
Сильнодействующие ядовитые вещества (СДЯВ) и дымящиеся кислоты Независимо от давления От минус 70 до 700
Прочие продукты с токсическими свойствами Св. 16 От минус 70 до 700
Горючие (в том числе сжиженные и активные газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости) Независимо от давления От 350 до 750
Негорючие жидкости и пары, инертные газы Независимо от давления От 450 до 700

ГОСТ 14202 предусматривает применение всех возможных вариантов цветовой маркировки трубопровода.

Например, если трубопровод транспортирует опасное ядовитое вещество из группы “ГАЗ”, следовательно цвет трубопровода должен быть желтый, а также на него должны быть нанесены (в зависимости температуры и давления) предупреждающие кольца желтого цвета.

Однако, желтые кольца не будут заметны на желтом фоне. Для этого ГОСТ 14202 рекомендует нанесение каемок по краям колец.

Для желтых колец на желтом и оранжевом фоне — каемки черного цвета, для зеленых колец на зеленом фоне — каемки белого цвета.

Таким образом, основные требования ГОСТ 14202 к цветовой маркировке трубопроводов следующие:

  • — цветовая маркировка трубопроводов в зависимости от различных групп транспортируемых веществ;
  • — цветовая маркировка трубопроводов в зависимости от степени опасности транспортируемых веществ.

Для конкретизации типа вещества, его параметров, направления движения по трубопроводу наносятся маркировочные надписи в виде стрелок соответствующей формы и знаки опасности, требования к которым также содержатся в ГОСТ 14202.

В результате, правильная цветовая маркировка трубопроводов в соответствии с ГОСТ 14202 закрывает потребности любого предприятия в идентификации трубопроводов, транспортирующих как вещества разных групп, так и вещества с различными степенями опасности.

Жидкости                                                                Кислоты

Основным требованием ГОСТ 14202 к маркировке трубопроводов является опознавательная окраска трубопроводов в различные цвета в зависимости от транспортируемого вещества. Соответствие групп веществ и цветов представлены в таблице 1.

Таблица 1
Транспортируемое вещество Образцы и наименование цветов опознавательной окраски
Цифровое обозначение группы Наименование
1 Вода Зеленый
2 Пар Красный
3 Воздух Синий
45 Газы горючиеГазы негорючие Желтый
6 Кислоты Оранжевый
7 Щелочи Фиолетовый
89 Жидкости горючиеЖидкости негорючие Коричневый
10 Прочие вещества Серый

Таким образом, если на предприятии функционирует множество трубопроводов с различным содержимым, то цветовая маркировка трубопроводов по ГОСТ 14202 существенно упрощает визуальное восприятие и понимание схемы трубопроводов.

Например, для цветовой цвет окраски синий, ГОСТ 14202 предусматривает для синего цвета контрастный черный.

Однако, синий цвет (в обыденном его представлении) не контрастирует с черным. В такой ситуации ГОСТ 14202 рекомендует использовать синий цвет окраски с добавлением в краску белого цвета (на практике получается голубой).

Аналогично ситуация обстоит и с цветовой маркировкой трубопроводов щелочи — фиолетовый цвет на практике приобретает сиреневый оттенок.

Считываем информацию

  • На первом месте обычно стоит название фирмы изготовителя.
  • Далее идет обозначение типа материала, из которого выполнено изделие: РРН, PPR, PPB.
  • На трубной продукции обязательно указывается рабочее давление, которое обозначается двумя буквами – PN, – и цифрами – 10, 16, 20, 25.
  • Несколькими числами указаны диаметр изделия и толщина стенки в миллиметрах.
  • На отечественных модификациях может обозначаться класс эксплуатации по ГОСТу.
  • Максимально допустимое .

Дополнительно указываются:

  1. Нормативные документы, в соответствии с которыми изготовлена трубная продукция, международные регламенты.
  2. Знак качества.
  3. Информация о технологии, по которой выполнено изделие, и классификация по MRS (минимальная длительная прочность).
  4. 15 цифр, содержащих информацию о дате производства, номере партии и т. д. (последние 2 – год выпуска).

А теперь остановимся подробнее на самых важных характеристиках полипропиленовых труб, указанных в маркировке.

Определение ИТП индивидуальный тепловой пункт

7.1 Общие положения

7.1.1 Подготовительные работы силами подрядчика должны выполняться после получения заказчиком (застройщиком) разрешения на строительство или разрешения на выполнение подготовительных работ согласно ст.51 Градостроительного кодекса Российской Федерации [1].

7.1.2 В подготовительный период необходимо:обеспечить проектной (при одностадийном проектировании) и рабочей (при двухстадийном проектировании) документацией;оформить разрешения на строительство;оформить отвод земель на время строительства трубопроводов;оформить разрешения и допуски на производство работ;выполнить работы по организации режимных наблюдений по специальным программам;организовать взаимодействие между заказчиком и подрядчиком.

7.1.3 На подготовительные работы в соответствии с принятыми проектными решениями подрядчиком должен быть разработан проект производства работ, включающий в себя подготовительные внетрассовые работы, выполняемые в мобилизационный период, и вдольтрассовые подготовительные работы, выполняемые на подготовительно-технологическом этапе.ППР должен быть согласован с заказчиком (застройщиком) и утвержден лицом, осуществляющим строительство.

7.1.4 ППР в своем составе должен содержать текстовую часть (пояснительная записка) и графическую часть (технологические карты и схемы). Не допускается представление в ППР типовых технологических карт без привязки к конкретным условиям строительства и принятым проектным решениям по объекту.

7.1.5 Заказчик (застройщик) обязан известить органы государственного строительного надзора о начале подготовительных работ и оформить разрешение (наряд-допуск) на производство работ в охранной зоне действующих коммуникаций в организации, эксплуатирующей эти коммуникации.

7.2.1 Внетрассовые подготовительные работы должны включать в себя:устройство временных пристанционных или прибрежных площадок для складирования труб и обустройство временных баз для хранения материалов и оборудования;устройство временных пристаней или причалов;обустройство (усиление) дорог общего пользования;

устройство временных и усиление (укрепление) существующих мостов по маршруту доставки строительной техники и грузов;строительство временных подъездных дорог, включая зимники;устройство ледовых переправ при пересечении водных преград временными подъездными дорогами;строительство временных жилых городков строителей;

Правильная маркировка трубопроводов

устройство производственных баз и обустройство площадок для размещения трубосварочных баз;устройство систем энергообеспечения объектов;заключение договора на поставку ИСМ или обустройство карьеров;устройство временных складов хранения материалов и оборудования для нужд строительства площадочных объектов.

7.2.2 Производство внетрассовых подготовительных работ должно выполняться с соблюдением правил производства работ и учетом требований региональных и (или) территориальных органов исполнительной власти.Внетрассовые временные объекты должны содержаться в работоспособном состоянии до завершения строительства магистрального трубопровода (сдачи объекта в эксплуатацию).Устройство временных площадок для складирования и хранения труб (трубных секций), материалов и оборудования

7.2.3 Подрядчик по строительству обеспечивает подготовку временных площадок складирования и хранения труб (трубных секций), материалов и оборудования от мест приема грузов до места производства работ с учетом обеспечения рациональной схемы доставки и минимизации числа перевалочных пунктов.

7.2.4 Для хранения труб, трубных секций, железобетонных пригрузов и др. должны устраиваться временные на период строительства склады, которые располагаются в пунктах разгрузки (прирельсовые), при сварочных базах (базовые), в различных точках трассы (трассовые склады). Количество различных видов складов должно быть обосновано транспортной схемой в составе ПОС.

7.2.5 Для приемки грузов водным путем должны быть оборудованы временные причалы. Могут быть использованы действующие порты и площадки складирования.

Правильная маркировка трубопроводов

7.2.6 Площадки для складирования должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.3.009, ГОСТ 12.1.004 и иметь ровную горизонтальную поверхность с твердым (бетонным, асфальтовым) или земляным (хорошо утрамбованным) основанием. Открытые площадки должны иметь уклоны не более 3° с учетом стока поверхностных вод, а зимой очищены от снега и льда. Кроме того, должен быть предусмотрен водоотвод поверхностных вод.

7.2.7 Для обеспечения безопасности движения транспортных и грузоподъемных средств площадки должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.3.009, а именно, иметь сквозной или круговой проезды шириной не менее 4,5 м, радиус поворота проездов должен быть не менее 15 м и между смежными штабелями труб должны быть оставлены проходы шириной 1 м и более.

7.2.8 К площадкам должны быть подготовлены подъездные пути для автотранспорта, обустроенные дорожными знаками “въезд”, “выезд”, “разворот”, “ограничение скорости” и т.п., согласно ГОСТ Р 52290.

7.2.9 На площадках должны быть установлены помещения для обогрева работающих. Площадки должны иметь ограждение.

7.2.10 Для хранения изоляционных материалов, кабельной продукции и оборудования на площадках должны быть обустроены отапливаемые склады.Устройство временных пристаней или причалов

7.2.11 Для организации доставки и приема строительных грузов водным транспортом должны быть устроены временные пристани и причалы, места которых определяются в ПОС.

7.2.12 В местах речных разгрузок должны организовываться береговые площадки разгрузки, требования к которым те же, что к площадкам складирования. Дополнительно на этих площадках должны быть оборудованы опорные площадки из плит в местах установки грузоподъемного оборудования.

7.2.13 Устройство временных пристаней и причалов производится по отдельным проектным решениям, разрабатываемым на стадии рабочей документации. Строительство осуществляется после получения решения о предоставлении водного объекта в пользование. Порядок изложен в ст.11 [4] и статьях 9 и 10 [5].Обустройство (усиление) дорог общего пользования

7.2.14 Порядок использования автомобильных дорог общего пользования, к которым относятся автомобильные дороги, предназначенные для движения транспортных средств неограниченного круга лиц, а также автомобильные дороги федерального значения, регионального и межмуниципального значения, прописан в ст.5 ФЗ [6] и осуществляется с соблюдением правил дорожного движения, устанавливаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации о безопасности дорожного движения.

7.2.15 Используемые дороги по допустимой нагрузке должны соответствовать полной массе применяемых транспортных средств.Повороты в плане и продольный профиль дорог должны позволять провоз по ним длинномерных и пространственных конструкций, негабаритного оборудования.Устройство временных переездов и усиление (укрепление) существующих мостов по маршруту доставки строительной техники и грузов

7.2.16 В местах пересечения временными дорогами малых водотоков, оврагов, балок должны сооружаться временные переезды (насыпи с водопропускными трубами). Водопропускные трубы (металлические или железобетонные) должны быть рассчитаны на сечение безнапорного режима работы в зависимости от площади бассейна стока, величины осадков (паводок, ливни), скорости течения воды и т.д.

7.2.17 На строительство временного переезда подрядчику необходимо получить решение о предоставлении водного объекта в пользование. Порядок изложен в ст.11 [4].

7.2.18 Режимы движения по мостовым сооружениям на существующих автомобильных дорогах назначаются в зависимости от параметров безопасности и грузоподъемности с учетом наличия дефектов в конструкции и их элементов с установкой дорожных знаков по ГОСТ Р 52289.

Правильная маркировка трубопроводов

7.2.19 В случае ограничения движения транспортных средств с грузом для строительства по причине недостаточной грузоподъемности и технического состояния мостового сооружения и при невозможности организации объезда проводится оценка транспортно-эксплуатационного состояния мостового сооружения (методические рекомендации приведены в [22]), а работы по усилению и укреплению должны выполняться специализированной организацией, имеющей соответствующий допуск и разрешение, за счет средств перевозчика грузов (заказчика строительства).Строительство временных подъездных дорог, включая зимники

7.2.20 Выбор и строительство временных подъездных дорог, а также организация работы транспорта должны предусматриваться проектом организации строительства при разработке транспортной схемы в соответствии с требованиями Постановления Правительства Российской Федерации [17].

7.2.21 Тип, конструкция и ширина всех временных дорог, включая подъездные дороги, связывающие пункты приема строительных грузов с базами их хранения и трассой трубопровода, а также участки строительства с карьерами и объектами промышленной индустрии, вдольтрассовые и технологические дороги, определяются ПОС и уточняются в ППР в зависимости от нагрузок на оси применяемых автотранспортных средств, способов прокладки трубопроводов и с учетом сезонности производства строительно-монтажных работ, несущей способности естественного основания, наличия местных дорожно-строительных материалов. Тип, конструктивные решения и параметры временных дорог должны быть изложены в проектной документации.

7.2.22 Подъездные и вдольтрассовые дороги по допустимой нагрузке должны соответствовать полной массе применяемых транспортных средств. Повороты в плане и продольный профиль дорог должны позволять провоз по ним длинномерных и пространственных конструкций, негабаритного оборудования.

7.2.23 Все временные дороги эксплуатируются в течение подготовки к строительству и всего срока строительства магистрального трубопровода.

Недостатки централизованного отопления

Традиционная схема централизованного отопления работает так: от центральной котельной по магистралям теплоноситель поступает на централизованный теплопункт, где и распределяется по внутриквартальным трубопроводам потребителям (зданиям и домам). Управление температурой и давлением теплоносителя осуществляется на централизованно, в центральной котельной, едиными значениями для всех зданий.

При этом возможны потери тепла на трассе, когда одинаковое количество теплоносителя передается в здания, расположенные на разном расстоянии от котельной. Кроме того, архитектура микрорайона — это как правило здания различной этажности и конструкции. Поэтому одинаковые параметры теплоносителя на выходе из котельной не означают одинаковые входные параметры теплоносителя в каждом здании.

Правильная маркировка трубопроводов

Использование ИТП стало возможным из-за изменения схемы регулирования теплоснабжения. Принцип ИТП основан на том, что регулирование тепла производится прямо на входе теплоносителя в здание, исключительно и индивидуально для него. Для этого отопительное оборудование располагают в автоматизированном индивидуальном теплопункте — в подвале здания, на первом этаже или в отдельно стоящем сооружении.

22 Сооружение линий технологической связи

11.1. Линии технологической связи трубопроводов служат для централизованного управления их работой и являются технической базой для автоматизированной системы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса.

11.2. Проектирование линий технологической связи трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию линий связи, утвержденных Мингазпромом, Миннефтепромом, Минсвязи РФ и Госкомнефтепродуктом РФ в установленном порядке, и настоящего раздела.

11.3*. Технологическая связь трубопроводов должна обеспечивать:магистральную связь центральных диспетчерских пунктов Мингазпрома, Миннефтепрома или Госкомнефтепродукта РФ с диспетчерскими пунктами объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов;магистральную диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов с диспетчерскими пунктами линейных производственных управлений магистральных трубопроводов, КС и НПС, ГРС, наливных станций, ПХГ и нефтяных промыслов;

диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных трубопроводов с подчиненными им КС или НПС, ГРС или наливными станциями, ремонтно-восстановительными и эксплуатационными службами трубопровода, пунктами замера транспортируемого продукта, линейными ремонтерами (обходчиками), а также с ПХГ и головными сооружениями промыслов;

линейную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных трубопроводов со специальными транспортными средствами и ремонтными бригадами, работающими на трассе трубопровода;оперативно-производственную телефонную и телеграфную связь Мингазпрома или Миннефтепрома с управлениями магистральных трубопроводов и объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов;

объединений (управлений) с подчиненными им службами, а также смежных объединений (управлений) между собой;телефонную связь сетевых совещаний Мингазпрома и Миннефтепрома с объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов, управлениями магистральных трубопроводов, основными эксплуатационными службами трубопровода, промыслами, ПХГ;

Правильная маркировка трубопроводов

местную связь промышленных площадок и жилых поселков, а также с пожарной охраной и возможностью выхода на каналы Минсвязи РФ и других министерств и ведомств;каналы связи для центральной и линейной телемеханики;каналы связи для автоматизированной системы управления (АСУ).

Примечания: 1. Связь ГРС с потребителем газа осуществляется средствами местной телефонной связи, строительство которой выполняет потребитель газа. В состав строительства технологической связи газопровода средства местной телефонной связи не входят.

2. Для организации оперативно-производственной телеграфной связи используются, как правило, устройства, входящие в автоматизированную систему управления газопроводом.

11.4. Магистральные линии технологической связи трубопроводов следует предусматривать в виде кабельных или радиорелейных линий, проходящих вдоль трубопровода на всем его протяжении, с отводами к местам расположения трубопроводной арматуры и оборудования.Соединительные линии связи следует предусматривать в виде кабельных и радиорелейных линий.

11.5. Технологическая связь трубопроводов состоит из линейных и станционных сооружений.К линейным сооружениям следует относить магистральные и соединительные кабели, воздушные линии связи и линии местных сетей промышленных площадок и жилых поселков, а также необслуживаемые усилительные пункты (НУП).

11.6. Узлы связи трубопроводов следует размещать, как правило, на территории служб трубопровода в помещениях административно-технических зданий, в отдельных зданиях или блок-боксах. Мачты радиорелейной технологической связи трубопровода с обслуживаемыми и необслуживаемыми станциями допускается располагать на территории КС и НПС.

11.7. На трубопроводах, КС и НПС, которые строят в несколько очередей, проектом магистральной кабельной линии технологической связи должны предусматриваться строительство и ввод станционных сооружений технологической связи также в несколько очередей по мере готовности помещений для узлов связи и энергоснабжения.

11.8. НУП кабельной линии и промежуточные станции радиорелейной линии технологической связи следует размещать вдоль трубопровода в местах, обеспечивающих нормальную работу аппаратуры связи, удобство строительства и эксплуатации линии связи и по возможности приблизив их к линейным сооружениям (к запорной арматуре) трубопровода в пределах допустимого отклонения длины усилительного участка от номинальной длины, обусловленной техническими параметрами применяемой аппаратуры.

11.9*. Кабельные линии технологической связи следует предусматривать, как правило, с левой стороны трубопровода по ходу продукта на расстоянии не менее 8 м от оси трубопровода диаметром до 500 мм и не менее 9 м – диаметром свыше 500 мм.

Переход кабеля связи на правую сторону от трубопровода должен быть обоснован проектом.На участках государственного лесного фонда допускается приближать кабель связи на расстояние до 6 м независимо от диаметра трубопровода.При прокладке в горных районах кабель связи следует предусматривать, как правило, с нагорной стороны в отдельной траншее на расстоянии не менее 3 м от оси трубопровода независимо от диаметра.

При переоборудовании однокабельной технологической магистрали в двухкабельную второй кабель, как правило, прокладывается на расстоянии 3 м от существующего кабеля, при этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.При одновременном строительстве кабели линейной телемеханики следует прокладывать, как правило, в одной траншее с кабельной линией технологической связи и на расстоянии не менее 3 м от кабеля связи существующей кабельной линии. При этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.

11.10. При удалении кабельной линии технологической связи от трубопровода на расстояние свыше 10 м надлежит предусматривать устройство специальной грозозащиты кабеля.

11.11. Защиту кабельной линии технологической связи от электрохимической коррозии следует предусматривать совместно с защитой трубопровода.При удалении кабельной линии от трубопровода на расстояние свыше 40 м необходимо применять самостоятельную защиту.

Правильная маркировка трубопроводов

11.12. В зависимости от характера грунта и условий прокладки следует применять следующие типы кабелей:с ленточной стальной броней – в грунтах всех групп и при пересечении несудоходных, несплавных рек с незаболоченными устойчивыми пологими берегами и спокойным течением воды;с проволочной стальной броней – в грунтах всех групп, подверженных мерзлотным деформациям, на крутых склонах, при пересечении болот глубиной свыше 2 м, водоемов, горных, судоходных и сплавных рек (включая заболоченные поймы), а также при пересечении несудоходных и несплавных рек с заболоченными неустойчивыми берегами или деформируемым руслом;с пластиковым изолирующим покрытием поверх металлической оболочки – в грунтах и водах, агрессивных по отношению к материалу оболочки;

имеющие дополнительные пластиковые покрытия поверх стальной брони – в грунтах и водах, агрессивных по отношению к броне кабеля, при необходимости сохранения постоянства экранирующего действия кабеля;

в алюминиевой оболочке или имеющие дополнительные экраны – как правило, на участках, подверженных внешним электромагнитным влияниям линий электропередачи, электрических железных дорог переменного тока, радиотехнических установок и т.п.

11.13. Глубина прокладки кабеля связи в грунтах должна быть не менее: I-IV группы – 0,9 м;

V группы и выше при выходе скалы на поверхность, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, – 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля толщиной 10 см;

V группы и выше при наличии над скальной породой поверхностного растительного слоя различной мощности, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, при тех же условиях – 0,6 м при глубине траншеи 0,7 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля толщиной 10 см. При этом заглубление в скальную породу не должно превышать 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м.

Правильная маркировка трубопроводов

Примечание: Глубина прокладки кабеля связи на поливных и пахотных землях, виноградниках и подвижных песках должна устанавливаться с учетом обеспечения сохранности кабеля при проведении сельскохозяйственных работ и при эрозии почвы.

11.14. Кабельная линия технологической связи должна быть зафиксирована на местности указательными столбиками, которые следует устанавливать:у всех подземных муфт кабеля; в местах отхода кабеля от трубопровода к усилительным пунктам и на углах поворота трассы кабеля;при пересечении кабелем железных и автомобильных дорог, водных преград, продуктопроводов и водопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи и связи с обеих сторон от этих препятствий.Указательные столбики не устанавливают в местах размещения контрольно-измерительных пунктов (КИП).

11.15. КИП, по возможности, следует предусматривать совмещенными для кабеля связи и трубопровода.НУП кабельной технологической линии связи следует предусматривать на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода. В целях исключения попадания нефти и нефтепродуктов в помещения усилительных пунктов (при разрыве трубопровода) площадка расположения усилительных пунктов должна быть приподнята на высоту не менее 0,3 м по отношению к планировочной отметке трассы нефтепродуктопровода.Дверь в наземную часть НУП надлежит предусматривать со стороны, противоположной трубопроводу.

Преимущества использования ИТП

Четырехтрубная система теплоснабжения от центрального теплового пункта, применявшаяся раньше достаточно часто, имеет массу недостатков, которые отсутствуют у ИТП. Кроме того, последний имеет ряд весьма значительных преимуществ перед конкурентом, а именно:

  • экономичность, обусловленная значительным (до 30%) снижением потребления тепла;
  • доступность приборов упрощает контроль как за расходом теплоносителя, так и количественными показателями тепловой энергии;
  • возможность гибкого и оперативного влияния на расход тепла путем оптимизации режима его потребления, в зависимости от погоды, например;
  • простота монтажа и довольно скромные габаритные размеры устройства, позволяющие размещать его в небольших помещениях;
  • надежность и стабильность работы ИТП, а также благоприятное влияние на те же характеристике обслуживаемых систем.

Этот перечень можно продолжать сколь угодно долго. Он отражает лишь основные, лежащие на поверхности, преимущества, получаемые при использовании ИТП. В него можно добавить, например, возможность автоматизации управления ИТП. В этом случае его экономические и эксплуатационные показатели становятся еще более привлекательными для потребителя.

Наиболее существенным недостатком ИТП, если не считать транспортных расходов и затрат на погрузочно-разгрузочные мероприятия, является необходимость улаживания всевозможного рода формальностей. Получение соответствующих разрешений и согласований можно отнести к очень серьезным задачам.

Приложение Б. Рекомендуемые изоляционные материалы и конструкции наружных защитных покрытий труб и элементов трубопроводов трассового нанесения

Для покрытия линейных систем используют лакокрасочный материал, соответствующий госту и зависящий от внутреннего компонента, физико-химического состава труб, их изоляционной характеристики, а также от стоимости краски.

В помещениях, где отсутствует агрессивная среда, налажена хорошая вентиляция возможно применение эмалей согласно технической документации.

Нанесение обозначений необходимо проводить строго в соответствии с техникой безопасности во избежание аварийности и травмоопасности.

Периодически вся маркировочная продукция подлежит обновлению для восстановления первоначального цвета.

Качественная и своевременная маркировка магистральных трубопроводов носит не только безопасный, но экономически выгодный эффект в связи с отсутствием аварийности на обслуживаемых объектах. А использование гостов еще и защитит предприятие от уголовной или административной ответственности.

Ниже представлены ответы на самые распространенные вопросы по маркировке трубопроводов промышленных и гражданских объектов.

Согласно ГОСТ 14202 маркировка трубопроводов не зависит от объекта, а зависит от вещества в трубопроводе.

Правильная маркировка трубопроводов

Трубопроводы с транспортируемым веществом ВОДА окрашиваются в зеленый цвет, ПАР — красный, ВОЗДУХ — синий, ГАЗ — желтый, КИСЛОТЫ — оранжевый, ЩЕЛОЧЬ — фиолетовый, ЖИДКОСТИ — коричневый, ПРОЧИЕ — серый.

В трубопроводах ЦТП/ИТП/котельных наиболее распространенные вещества — вода, пар, газ.

Трубопровод с водой следует окрасить в зеленый цвет, с паром — в красный цвет, с газом — в желтый цвет. Опознавательную окраску допускается наносить участками.

Также необходимо указать наименование и направление движения вещества с помощью или . Их цвет должен быть такой же, как и цвет опознавательной окраски. Места расположения щитков регламентированы нормативной документацией.

Все трубопроводы, транспортирующие вещества, основным компонентом которых является вода, окрашиваются в зеленый цвет в соответствии с .

Если маркировать трубопроводы в соответствии с , то подающий и обратный трубопровод окрашиваются в зеленый цвет (если теплоносителем является вода).

Для идентификации подающего и обратного трубопровода следует применять соответствующие обозначения с направлением движения и надписью, например “ТЕПЛОНОСИТЕЛЬ ПОДАЧА”

Требование маркировать подающий трубопровод тепловой сети желтым кольцом на зеленом фоне, а обратный — коричневым кольцом на зеленом фоне, позаимствовано из недействующей сейчас «Типовой инструкции по эксплуатации, ремонту и контролю стационарных трубопроводов сетевой воды РД 34.39.501, ТИ 34-70-042-85» и было действительно лишь для трубопроводов сетевой воды, находящихся на балансе электростанций.

Действующая на сегодняшний день нормативная документация по маркировке трубопроводов с теплоносителем ссылается исключительно на требования ГОСТ 14202.

Трубопроводы, транспортирующие любые газы, окрашиваются в желтый цвет в соответствии с .

Следует указать наименование газа и направление движения посредством или .

Также необходимо в зависимости от параметров газа нанести предупреждающие кольца красного или желтого цвета (таблица 3, ), а если газ имеет опасное свойство (легковоспламеняемость, ядовитость, окислитель), то необходимо нанести соответствующий знак опасности.

Трубопроводы с паром необходимо окрасить в красный цвет и нанести красный щиток с наименованием и направлением его движения .

Если давление в трубопроводе пара более 1 кгс/см² и температура св. 120С, то необходимо нанести желтое предупреждающее кольцо поверх окраски. При увеличении параметров пара увеличивается количество наносимых колец (см. табл.3

ГОСТ 14202-69 имеет статус действующего документа.

Также нет документов запрещающих маркировку при помощи самоклеющихся лент и маркеров на основе ПВХ.

Правильная маркировка трубопроводов

Более того использования самоклеющихся материалов целесообразнее (общепринято во всем мире) — удобнее, быстрее, аккуратнее, позволяет точнее соблюсти важные требования ГОСТ к цвету, размеру, шрифту и форме.

Приложение Б*

________________* Измененная редакция, Изм. N 2.Таблица Б.1

Вид покрытия

Конструкция (структура) защитного покрытия

Нормативная документация

Покрытие сварных стыков труб на основе:

ГОСТ Р 51164

термоусаживающейся ленты с термоплавким или мастично-полимерным подслоем

Адгезионный эпоксидный или полимерный праймер;

адгезионный подслой на основе термоплавкой полимерной или мастично-полимерной композиции;

наружный слой из термоусаживающегося полиэтилена или полипропилена;

двухкомпонентной композиции из термореактивных материалов

адгезионный праймер или без него;

слой двухкомпонентной композиции из термореактивных материалов

Покрытие на основе:

То же

термоусаживающейся ленты с мастичным адгезионным подслоем;

Адгезионный полимерный праймер;

термоусаживающаяся лента с мастичным адгезионным подслоем;

полимерной липкой ленты; защитной липкой обертки

адгезионный полимерный праймер;

полимерная лента с адгезионным подслоем;

защитная липкая обертка;

дублированной полимерно-битумной ленты; защитной липкой обертки

адгезионный полимерный праймер;

дублированная полимерно-битумная лента на основе ПЭ или ПВХ;

защитная липкая обертка;

армированной полимерно-битумной ленты; защитной липкой обертки

адгезионный полимерный праймер;

армированная полимерно-битумная лента;

защитная липкая обертка

Покрытие на основе битумно-полимерной мастики “горячего” нанесения совместно с защитной оберткой

Адгезионный праймер;

битумно-полимерная мастика;

защитная обертка на основе термоусаживающейся ленты или других полимерных материалов

21 Работы по устройству сооружений и оборудования АСУ ТП и телемеханики

1.7.4. Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, системы и секции шин, а также арматура, шиберы газо- и воздухопроводов, должно быть пронумеровано. При наличии избирательной сис­темы управления (ИСУ) нумерация арматуры по месту и на исполнительных схемах должна быть выполнена двойной с указанием номера, соответствующего опе­ративной схеме, и номера по ИСУ.

Основное оборудо­вание должно иметь порядковые номера, а вспомога­тельное – тот же номер, что и основное, с добавлением букв А, Б, В и т.д. Нумерация оборудования должна производиться от постоянного торца здания и от ряда А. На дубль-блоках каждому котлу должен присваивать­ся номер блока с добавлением букв А и Б.

Требования ПТЭ об упорядочении нумерации всего основного и вспомогательного оборудования, трубопрово­дов, арматуры, шиберов, систем и секций шин и т.п. необ­ходимы для того, чтобы обеспечить правильность опера­тивных распоряжений и точность исполнения этих распо­ряжений по месту при выполнении эксплуатационных работ — переключений, проверки оборудования, испыта­ний, ремонтов и пр.

В целях компактного и экономного размещения при­боров на пультах управления оборудованием на энерго­блоках применяется избирательная система управления (ИСУ), которая обеспечивает индивидуальное управле­ние от одного ключа на пульте управления десятками единиц запорной арматуры в зависимости от емкости (числа номеров) набирателя. Подключенная к такой си­стеме арматура имеет двойную нумерацию; кроме обыч­ного номера по оперативной схеме ей присваивается также номер по ИСУ.

Нумерация и условные обозначения дают возможность сокращать записи в технической документации и конкре­тизировать оперативные распоряжения. Так, например, запись «Остановить дутьевой вентилятор № ЗА» означает, что следует остановить дутьевой вентилятор «А» третьего котлоагрегата; возможна более короткая форма: «Остано­вить ДВ-ЗА». Запись «Отключить секционный выключа­тель между 2-й и 3-й секциями шин 6 кВ» можно сделать так: «Отключить СВ2-3 — 6 кВ».

Маркировку запорной и регулирующей арматуры, ши­беров рекомендуется производить по следующему прин­ципу: отдельная, начиная с первого номера для каждого агрегата, нумерация задвижек, вентилей и шиберов раз­дельно для паропроводов, питательных линий, воздухово­дов и газоходов, пыле- и мазутопроводов.

https://www.youtube.com/watch?v=

Одноименные задвижки, шиберы и вентили всех агрегатов должны иметь одинаковый номер. Например, главная паровая задвижка всех котлоагрегатов должна иметь один и тот же номер, шибер за дымососом всех котлоагрегатов — один и тот же номер (девятый газовый шибер четвертого котла) и т.д. Можно применить при нумерации и другие принци­пы, например, у паровых задвижек добавляется буква «П», у задвижек на питательной воде — буква «В», у задвижек на циркуляционной воде — буква «Ц» и т.п.

Система обозначения и нумерации должна соответство­вать требованиям правил Госэнергонадзора и ПУЭ.