Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 11 )

При прокладке нефтепровода без защитных футляров вышеуказанные глубины должны приниматься до верхней образующей нефтепровода.

7.5.38 Расстояние между параллельными нефтепроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке линейной части магистральных нефтепроводов.

7.5.39 Пересечение нефтепроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.

7.5.40 Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного нефтепровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м, до:

- стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог...................................................................................................................................... 10;

- стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах..................... 20;

- труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах...........

7.5.41 Нефтепровод на переходах через железные и автомобильные дороги в пределах расстояний, указанных в пунктах 2, 3 таблицы 7.4 должен быть прямолинейным.

7.5.42 На обоих концах футляра должны устанавливаться торцевые уплотнения (манжеты), обеспечивающие герметизацию межтрубного пространства. На подземных переходах манжеты должны быть оснащены защитными укрытиями.

7.6.Надземная прокладка трубопроводов

7.6.1 Надземная прокладка нефтепроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения многолетнемерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований 5.1.4.

В каждом конкретном случае надземная прокладка нефтепроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность нефтепровода.

7.6.2 При надземной прокладке нефтепроводов или их отдельных участков должны предусматриваться проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений нефтепроводов должны применяться отводы, допускающие проход поршня для очистки полости нефтепровода и разделительной головки. Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений нефтепроводов с учетом требований 6.14.

7.6.3 При прокладке нефтепроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия должна использоваться несущая способность самого нефтепровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании в проекте допускается предусматривать для прокладки нефтепроводов специальные мосты.

Величины пролетов нефтепровода должны назначаться в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями 6.14.

7.6.4 В местах установки на нефтепроводе арматуры должны предусматриваться стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участке перехода нефтепровода от подземной к надземной прокладке должны предусматриваться постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

7.6.5 При проектировании надземных переходов должны учитываться продольные перемещения нефтепроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода нефтепроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного нефтепровода на участке, примыкающем к переходу.

В балочных системах нефтепроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода нефтепровода из слабосвязанных грунтов должны предусматриваться мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладка железобетонных плит и др.).

7.6.6 Опоры балочных систем трубопроводов должны проектироваться из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов должна предусматриваться электроизоляция трубопровода от опор.

7.6.7 Высота от уровня земли до низа трубы или поверхности изоляции должна приниматься не менее 0,5 м.

В местах пересечения с автомобильными дорогами высота от верха покрытия проезжей части до низа трубы или поверхности изоляции - не менее 5 м.

Высота прокладки нефтепроводов над землей на участках, где предусматривается использование многолетнемерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения многолетнемерзлого состояния грунтов под опорами и нефтепроводом.

При проектировании нефтепроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до нефтепроводов должны приниматься по согласованию с заинтересованными организациями.

7.6.8 При прокладке нефтепроводов через препятствия, в том числе овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения должно приниматься при пересечении:

- оврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5 % обеспеченности;

- несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,2 м до уровня воды при 1 % обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

- судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1 % обеспеченности).

7.6.9 При прокладке нефтепроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов должно приниматься не менее 6,4 м.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного нефтепровода должно быть, м, не менее:

- до подошвы откоса насыпи............................ 5;

- бровки откоса выемки...................................... 3;

- крайнего рельса железной дороги.............

7.6.10 В местах надземных переходов нефтепроводов через ручьи, овраги и другие препятствия должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних нефтепроводов при возможном разрыве на одном из них.

7.6.11 Опоры надземных нефтепроводов. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части должны воспринимать нагрузки, передаваемые на них нефтепроводом и вспомогательными конструкциями. При этом должна учитываться система прокладки и компенсации продольных деформаций нефтепровода.

7.6.12 Конструкции опор надземных нефтепроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, должны обеспечивать возможность восприятия перемещений нефтепроводов, возникающих во время землетрясения.

7.6.13 Береговые опоры на переходах через реки должны размещаться за пределами прогнозируемых плановых деформаций русла и защищаться берегоукрепительными конструкциями.

7.6.14 При проектировании опор многопролетных балочных переходов через горные реки с пойменной многорукавностью или долинным блужданием должна учитываться возможность размыва дна по всей ширине речной долины и необходимость соответствующего надежного заглубления опор.

7.6.15 При прокладке нефтепроводов на оползневых или селеопасных участках опоры должны быть заглублены ниже плоскости скольжения оползня (или зоны размыва селя) с таким расчетом, чтобы исключить возможность их смещения.

7.6.16 Конструкции опор нефтепроводов, прокладываемых в районах вечномерзлых грунтов, должны учитывать возможность просадок и пучения грунтов.

7.6.17 Для уменьшения контактных напряжений в нефтепроводе и обеспечения сохранности изоляционного покрытия на опорах должны использоваться защитные подкладки между трубой и опорной конструкцией.

7.6.18 При проектировании должны учитываться допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ в процессе монтажа и закрепления опор. Для балочных переходов эти отклонения принимаются в соответствии с требованиями, изложенными в РД «Магистральные нефтепроводы. Правила производства и приемки строительно-монтажных работ». Для переходов другой конструкции допускаемые отклонения при строительстве должны быть указаны в проекте.

7.6.19 При необходимости (например, в случае неравномерных осадок) конструкция опорных устройств нефтепровода должна предусматривать возможность их регулировки по высоте.

7.6.20 При установке свайных опор в многолетнемерзлых грунтах должна быть обеспечена стабилизация отрицательного температурного поля вокруг сваи путем установки сезоннодействующих охлаждающих устройств и укладки теплоизолирующего экрана вокруг свайного куста.

7.7. Защита нефтепроводов от коррозии

7.7.1 При проектировании средств защиты стальных нефтепроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164, техническими требованиями Компании и приведенными ниже требованиями.

7.7.2 Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки нефтепроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

7.7.3 Защита от коррозии нефтепроводов подземной прокладки. Защита нефтепроводов от почвенной коррозии независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

7.7.4 При строительстве линейной части магистральных нефтепроводов подземной прокладки, включая подводные переходы, должны применяться трубы с защитным покрытием, нанесенным в заводских условиях.

Для строительства трубопроводов, прокладываемых траншейным способом, должны применяться преимущественно трубы с заводским трехслойным (для всех диаметров труб) или двухслойным (для труб диаметром до 820 мм включительно) полиэтиленовым покрытием нормального исполнения согласно ОТТ-04.00-27.22.00-КТН.

При прокладке нефтепроводов в скальных и многолетнемерзлых грунтах, на подводных переходах и на участках нефтепроводов, строящихся методами закрытой прокладки (проколы, кожухи, микротоннелирование, скважины наклонно-направленного бурения), должны применяться трубы с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием специального исполнения (тип 4 по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН) или же трубы с заводским трехслойным полипропиленовым покрытием специального исполнения (тип 3 по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН).

7.7.5 В зависимости от температуры эксплуатации (температуры транспортируемого продукта) должны применяться заводские покрытия, обеспечивающие противокоррозионную защиту трубопроводов при требуемых температурах эксплуатации.

Для строительства нефтепроводов с температурой транспортируемого продукта до плюс 60 °С следует применять трубы с заводским полиэтиленовым покрытием нормального исполнения (тип 1 по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН).

Для строительства нефтепроводов с температурой транспортируемого продукта до плюс 80 °С должны применяться трубы с теплостойким трехслойным полиэтиленовым покрытием (тип 2 по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН) или же трубы с заводским трехслойным полипропиленовым покрытием (тип 1 по ОТТ-04,00-27.22.00-КТН). Для нефтепроводов диаметром до 820 мм включительно с температурой эксплуатации до плюс 80 °С могут применяться трубы с заводским эпоксидным покрытием (тип 1 по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН).

Для строительства нефтепроводов с температурой эксплуатации до плюс 110 °С должны применяться трубы с заводским полипропиленовым покрытием (без ограничения по диаметрам труб) или трубы с заводским теплостойким эпоксидным покрытием (тип 2 по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН) - для трубопроводов диаметром до 820 мм включительно).

7.7.6 Для строительства магистральных нефтепроводов в районах с холодным климатом по ГОСТ 15150 следует применять заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие с повышенной морозостойкостью (тип 3 по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН).

7.7.7 При реконструкции нефтепроводов помимо труб с заводскими покрытиями для противокоррозионной защиты трубопроводов следует использовать изоляционные покрытия нормального или усиленного типа по ГОСТ Р , наносимые в трассовых условиях.

При этом покрытия трассового нанесения на основе битумно-полимерных мастик, битумно-полимерных лент и комбинированные битумно-ленточные покрытия должны отвечать требованиям ОТТ-04.00-45.21.30-КТН и ОТТ-04.00-45.21.30-КТН. Изоляционные покрытия должны наноситься на нефтепровод механизированным способом (самоходными изоляционными машинами), обеспечивающим качественное нанесение покрытия, технологию его нанесения, толщину и сплошность.

7.7.8 Изоляция фасонных соединительных деталей, задвижек, мест врезок нефтепроводов должна осуществляться в заводских или трассовых условиях полиуретановыми, эпоксидно-полиуретановыми или другими типами защитных покрытий, по показателям свойств сопоставимыми с заводскими покрытиями труб.

При этом защитные покрытия должны отвечать требованиям ОТТ-04.00-27.22.00-КТН и ОТТ-08.00-60.30.00-КТН.

7.7.9 Защита от коррозии сварных стыков нефтепроводов должна осуществляться покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент и соответствовать требованиям ОТТ-04.00-45.21.30-КТН.

7.7.10 Изоляция мест подключения катодных, дренажных протекторных установок, перемычек и контрольно-измерительных пунктов для всех видов прокладок нефтепроводов должна проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164, ОТТ-04.00-45.21.30-КТН и ОТТ-04.00-27.22.00-КТН.

7.7.11 Наружные защитные покрытия трубопроводов должны быть проконтролированы по следующим показателям: толщина покрытия, адгезия покрытия к стали, отсутствие сквозных дефектов покрытия (искровым дефектоскопом и искателем повреждений) и сопротивление изоляции методом катодной поляризации.

7.7.12 Защита от коррозии нефтепроводов надземной прокладки. Для защиты от коррозии магистральных нефтепроводов при надземной (на опорах) прокладке должны использоваться лакокрасочные (эпоксидные, эпоксиуретановые, полиуретановые) изоляционные покрытия, отвечающие отраслевым техническим требованиям (РД-05.00-45.21.30-КТН и РД-23.040.00-КТН-189-06).

7.7.13 Электрохимическая защита нефтепроводов от подземной коррозии. Все нефтепроводы (кроме проложенных надземно) независимо от условий эксплуатации подлежат электрохимической защите.

ЭХЗ должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию нефтепровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на нефтепроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений.

Значения минимального и максимального защитных потенциалов в зависимости от условий прокладки и эксплуатации нефтепровода приведены в ГОСТ Р 51164 и РД-91.020.00-КТН-149-06. На всех вновь построенных и реконструируемых сооружениях должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы.

7.7.14 Для кожухов в грунтах низкой коррозионной агрессивности при удельном электрическом сопротивлении грунта более 100 Ом·м минимальное защитное смещение поляризационного потенциала относительно естественного должно быть не менее 100 мВ (или смещение разности потенциалов с омической составляющей не менее 200 мВ).

7.7.15 Магистральные трубопроводы, температура стенок которых в период эксплуатации ниже 268 К (минус 5 °С), не подлежат электрохимической защите.

7.1.16 Строительство средств электрохимической защиты трубопроводов, предусмотренных проектом, должно осуществляться одновременно со строительством трубопровода и их следует включать в работу: в зонах блуждающего тока - в течение периода не более месяца после укладки и засыпки участка трубопровода, а в остальных случаях - в течение периода не более 3 месяцев после укладки и засыпки участка трубопровода.

В случае невозможности ввода в эксплуатацию в указанные сроки средств постоянной электрохимической защиты, должна быть запроектирована временная ЭХЗ со сроками ввода в эксплуатацию, соответствующими срокам, указанным выше.

7.7.17 Выбор средств ЭХЗ при проектировании должен производиться с учетом допустимого перерыва в действии каждой установки ЭХЗ при проведении регламентных и ремонтных работ не более одного раза в квартал (до 80 ч).

7.7.18 ЭХЗ нефтепроводов от коррозии должна проектироваться для нефтепровода в целом, с определением на начальный и конечный периоды эксплуатации установок электрохимической защиты (не менее 10 лет) следующих параметров:

- для установок катодной защиты - силы тока и напряжения на выходе катодных станций (преобразователей), а также сопротивления анодных заземлений;

- для протекторных установок - силы тока и сопротивления протекторов;

- для установок дренажной защиты - силы тока дренажа и сопротивления дренажной цепи.

7.7.19 Установки катодной защиты проектируемых МН должны быть с автоматическим поддержанием защитного потенциала.

Установки катодной и дренажной защиты проектируемых МН должны быть обеспечены телеконтролем и дистанционным регулированием защитного потенциала в точке дренажа, защитного тока и напряжения.

7.7.20 Электрохимическая защита от коррозии должна проектироваться с учетом действующей электрохимической защиты эксплуатируемых соседних нефтепроводов и будущего перспективного (до 5 лет) строительства подземных металлических сооружений вдоль трассы проектируемого нефтепровода.

7.7.21 Для повышения эффективности электрохимической защиты в зонах повышенной коррозионной опасности (скорость коррозии более 0,3 мм/год, микробиологическая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением) необходимо предусматривать дополнительные мероприятия по повышению надежности катодной поляризации: резервирование установок ЭХЗ, телеконтроль и др.

7.7.22 В установках катодной защиты должны быть использованы сосредоточенные, распределенные, глубинные и протяженные анодные заземления. Распределенные анодные заземления применяют в грунтах с удельным сопротивлением до 100 Ом·м, глубинные - до 250 Ом·м, протяженные - в грунтах свыше 250 Ом·м.

Для снижения сопротивления анодного заземления в грунтах высокого удельного электрического сопротивления должна использоваться коксовая мелочь и другие сертифицированные материалы и активаторы в соответствии с НД.

Срок службы анодного заземления (включая линию постоянного тока и контактные узлы) независимо от условий эксплуатации должен быть для вновь проектируемых и реконструируемых нефтепроводов не менее 15 лет.

Срок службы протяженных анодных заземлителей, укладываемых в одну траншею с нефтепроводом, - не менее 50 лет.

7.7.23 Средства ЭХЗ (катодные преобразователи, дренажи, блоки совместной защиты, анодные заземления и протекторы) должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51164 и быть сертифицированными.

7.7.24 Дренажные установки должны непрерывно обеспечивать требуемые защитные потенциалы в зонах действия блуждающих токов. Дренажные установки должны быть подключены к рельсовой цепи только через отсасывающие фидеры и средние точки путевых дроссель-трансформаторов.

7.7.25 Электрические соединения дренажных и контрольных проводников с нефтепроводом должны выполняться таким способом, который не нарушает механических свойств трубы и обеспечивает надежную работу соединения в течение всего срока эксплуатации ЭХЗ.

Электрические коммутации элементов совместной защиты должны осуществляться через контрольно-измерительные пункты. Все электрические выводы должны иметь предметную неуничтожаемую маркировку.

7.7.26 На нормальное функционирование системы ЭХЗ нефтепровода не должны оказывать влияние сезонные колебания температуры воздуха, влажности грунта и перенапряжения, вызываемые атмосферным электричеством.

7.7.27 Электрохимическая защита не должна оказывать вредного влияния на соседние подземные металлические сооружения и на окружающую среду.

7.7.28 Строительство средств электрохимической защиты трубопроводов, предусмотренных проектом, должно осуществляться одновременно со строительством трубопровода и их следует включать в работу: в зонах блуждающего тока - в течение периода не более месяца после укладки и засыпки участка трубопровода, а в остальных случаях - в течение периода не более 3 месяцев после укладки и засыпки участка трубопровода.

В случае невозможности ввода в эксплуатацию в указанные сроки средств постоянной электрохимической защиты, должна быть запроектирована временная ЭХЗ со сроками ввода в эксплуатацию, соответствующими срокам, указанным выше.

7.7.29 Установка анодных заземлений и протекторов должна предусматриваться ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.

7.7.30 В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.

7.7.31 Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению должен рассчитываться на максимальную величину тока катодной станции. Этот расчет должен проверяться по допустимому падению напряжения.

7.7.32 При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.

7.7.33 Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к нефтепроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых для изоляции трубопроводов.

7.7.34 На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление - установка катодной защиты - нефтепровод должно предусматриваться применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

7.7.35 Электроснабжение установок катодной защиты нефтепроводов должно осуществляться по II категории от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

7.7.36 Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать ГОСТ 13109.

7.7.37 Электрохимическая защита кабелей технологической связи нефтепроводов должна проектироваться согласно ГОСТ 9.602.

7.7.38 Проектирование электрохимической защиты (ЭХЗ) от коррозии магистральных нефтепроводов должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 51164 и РД-91.020.00-КТН-149-06.

7.7.39 На обоих концах подводных переходов длиной более 400 м должны быть установлены контрольно-измерительные пункты, в которых сосредоточены катодные выводы, позволяющие измерение продольного электрического сопротивление трубы. Расстояние между измерительными катодными выводами должно быть не менее 100 м. Все электрические выводы должны иметь предметную неуничтожаемую маркировку. Один из контрольно-измерительных пунктов должен быть диагностическим, позволяющим измерение поляризационного потенциала и, при необходимости, - скорости коррозии.

7.7.40 Контрольно-измерительные и контрольно-диагностические пункты на нефтепроводе должны быть установлены в следующих местах:

- на каждом километре (не реже, чем через 500 м при пересечении нефтепровода зоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью),

- на расстоянии от 3 до 5 диаметров от точек дренажа УКЗ (за исключением одиночных протекторов) и от электрических перемычек,

- на расстоянии до 30 м от площадок задвижек,

- у водных и транспортных переходов (с обеих сторон),

- у пересечений нефтепровода с другими металлическими сооружениями,

- в культурных и осваиваемых зонах у дорог, арыков, коллекторов и других естественных и искусственных образований.

На насосных станциях, терминалах и других промплощадках провода контрольно-измерительных либо контрольно-диагностических пунктов подключают к следующим объектам:

- к коммуникациям длиной до 50 м - посередине, свыше - через каждые 50 м,

- на расстоянии не менее 3 диаметров от точек дренажа УКЗ,

- в местах пересечения различных коммуникаций,

- в местах изменения направления коммуникации длиной более 50 м,

- не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках по периметру внешней поверхности резервуара.

Контрольно-измерительные пункты допускается не устанавливать (кроме точек дренажа), если обеспечена возможность электрического контакта с нефтепроводом.

7.7.41 При проектировании ЭХЗ участка нефтепровода, поврежденного коррозией (более 10 % толщины стенки), минимальные защитные потенциалы должны быть на 50 мВ отрицательнее величин, указанных в РД-91.020.00-КТН-149-06.

7.8.Тепловая изоляция нефтепроводов

7.8.1 Тепловая изоляция на магистральных нефтепроводах должна применяться для:

- защиты окружающей среды от теплового воздействия нефтепроводов;

- обеспечения заданного распределения температуры по длине нефтепровода;

- снижения тепловых потерь, а следовательно, и затрат на подогрев нефти при транспортировке вязких нефтей;

- снижения эксплутационных затрат на перекачку вязких нефтей из-за снижения вязкости при перекачке теплой нефти;

- уменьшения или предотвращения изменения положения нефтепровода, уложенного в льдистых просадочных грунтах (транспорт подогретой нефти и др.), в условиях многолетней мерзлоты;

- предотвращения на заданный срок застывания нефти в нефтепроводе при аварийной остановке работы нефтепровода;

- обеспечения безопасной температуры на поверхности объектов трубопроводного транспорта нефти;

- снижения тепловых потерь при хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах и технологических трубопроводах;

- обеспечения комплексной теплогидроизоляционной защиты объектов трубопроводного транспорта нефти.

Тепловая изоляция нефтепровода должна соответствовать требованиям РД-05.00-45.21.30-КТН.

7.8.2 Тепловая изоляция нефтепроводов должна проектироваться с применением готовых к монтажу теплоизолированных труб, секций, узлов и деталей, изготовленных в условиях завода или промышленных изоляционных баз.

7.8.3 Материалы, используемые в теплоизоляционных конструкциях:

- должны соответствовать требованиям, изложенным в нормативно-технической документации, действующей на территории РФ;

- должны быть сертифицированы: иметь гигиенический, пожарный сертификаты, а также сертификат соответствия качества продукции;

- не должны выделять в процессе эксплуатации вредные, пожароопасные и взрывоопасные, неприятно пахнущие вещества в количествах, превышающих предельно допустимые концентрации;

- не должны выделять болезнетворные бактерии, вирусы и грибки.

7.8.4 Тепловая изоляция независимо от способа прокладки нефтепроводов должна обеспечивать свою функцию, в течение эксплуатационного срока трубопровода.

7.8.5 Толщина тепловой изоляции магистральных нефтепроводов определяется на основании теплогидравлического расчета. Расчет толщины тепловой изоляции производится с учетом:

- теплофизических характеристик нефти;

- условий прокладки нефтепроводов (надземная, подземная, подводная);

- климатических условий в регионе прокладки нефтепровода;

- технологических режимов работы нефтепровода;

- температурного режима по длине нефтепровода;

- максимально допустимых сроков остановки работы нефтепровода;

- наличия путевого обогрева нефтепровода и характеристик путевых подогревателей;

- теплофизических свойств теплоизоляционного материала;

- гидродинамических характеристик нефтепровода;

- технико-экономического расчета;

- дополнительных специальных требований.

7.8.6 Необходимость использования обогрева нефтепровода дополнительными источниками тепла, в качестве которых могут применяться электрические ленточные поверхностные нагревательные элементы, электрические кабели, трубопроводы, транспортирующие горячую воду, пар и другие спутники для подогрева нефтепровода определяется при технологическом проектировании магистральных нефтепроводов. Наличие теплоизоляции на обогреваемых объектах трубопроводного транспорта нефти обязательно.

7.8.7 Для теплоизоляционного слоя нефтепроводов с положительной температурой при подземной прокладке должны применяться материалы со средней плотностью не более 250 кг/м3 и теплопроводностью не более 0,06 Вт/(м·К) при температуре материала 25 °С и влажности, указанной в соответствующих государственных стандартах или технических условиях на материал.

Тепловая изоляция нефтепроводов при подземной прокладке должна обладать прочностью на сжатие не менее 0,4 МПа.

7.8.8 При строительстве подземных нефтепроводов должны применяться готовые к монтажу теплогидроизолированные трубы с монолитным теплоизоляционным слоем из пенопласта или иных высокоэффективных теплоизоляционных материалов, нанесенных в условиях завода или базы.

Качество монолитной теплоизоляции из пенополиуретана на трубах и элементах нефтепроводов заводского изготовления должно соответствовать РД-05.00-45.21.30-КТН.

Требования к антикоррозионным покрытиям, находящимся под слоем тепловой изоляции, могут быть скорректированы с учетом защитных свойств теплоизоляционного покрытия.

7.8.9 При прокладке подземных нефтепроводов в районах многолетнемерзлых грунтов допускается применять сборные теплоизоляционные конструкции, а также теплоизоляционные экраны из влагоненасыщаемых материалов, обладающих высокими прочностными показателями и достаточными теплофизическими характеристиками.

7.8.10 Нефтепроводы, теплоизолируемые сборными теплоизоляционными конструкциями, либо теплоизоляционными экранами должны иметь антикоррозионную защиту, отвечающую требованиям РД-05.00-45.21.30-КТН, ОТТ-04.00-27.22.00-КТН и ОТТ-04.00-27.22.00-КТН.

7.8.11 В конструкциях теплоизоляции оборудования и нефтепроводов для надземной прокладки должны применяться теплоизоляционные материалы со средней плотностью не более 200 кг/м3 и коэффициентом теплопроводности не более 0,05 Вт/(м·К) при средней температуре 25 °С и влажности, указанной в соответствующих нормативных документах на материал.

Прочность тепловой изоляции при надземной прокладке должна быть не ниже 0,4 МПа. Допускается в местах опор трубопровода использовать дополнительные элементы для повышения несущей способности теплоизоляционной конструкции без ухудшения теплоизоляционных характеристик покрытия.

7.8.12 Для надземных теплоизолированных нефтепроводов должны применяться теплоизолированные трубы и фасонные элементы нефтепроводов с монолитной конструкцией тепловой изоляции типа «труба в трубе» с тепловой изоляцией из эффективных жестких пенопластов и защитной оболочкой из оцинкованной стали, изготовленные в заводских или базовых условиях.

7.8.13 Тепловую изоляцию нефтепроводов больших диаметров (от 720 мм до 1220 мм включительно) допускается осуществлять с применением крупноразмерных индустриальных сборных теплоизоляционных конструкций, имеющих надежное гидроизоляционное, защитное покрытие.

Сборные теплоизоляционные конструкции должны наноситься на трубы с антикоррозионным покрытием.

7.8.14 Тепловая защита стыков, арматуры, переходных элементов, отводов, компенсаторов и др., а также нефтепровода в местах расположения опор и участков для измерений и контроля поверхности нефтепровода может выполняться как с применением сборных и съемно-разъемных теплоизоляционных конструкций, изготовленных в заводских или базовых условиях, так и методом нанесения монолитного теплоизоляционного (напыление, заливка в обечайку и т. п.) покрытия в трассовых условиях.

7.9 Материалы и изделия

7.9.1 Материалы и изделия, применяемые для строительства магистральных нефтепроводов, должны отвечать общим и специальным техническим требованиям «Транснефть», требованиям технических условий и других нормативных документов, включенных в «Реестр технических требований и технических условий на основные виды материалов и оборудования, закупаемого группой компаний «Транснефть», а также требованиям настоящего раздела.

7.9.2 Материалы и изделия для строительства объектов связи, электроснабжения, автоматики должны выбираться согласно НТД, утвержденной в установленном порядке на соответствующие сооружения.

7.9.3 Для магистральных нефтепроводов должны применяться трубы стальные электросварные прямошовные, сваренные под слоем флюса, изготовленные по техническим условиям, отвечающим общим и специальным техническим требованиям «Транснефть».

7.9.4 Каждая труба диаметром мм должна проходить на заводе-изготовителе испытания гидростатическим давлением ри, МПа величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести.

Величина ри на заводе должна определяться по величине нормативного предела текучести по формуле:

(7.1)

где dмин - минимальная толщина стенки;

R - расчетное значение напряжения, принимаемое равным 95 % (согласно п. 6.14.2), МПа;

Dвн - внутренний диаметр трубы.

7.9.5 Соединительные детали (отводы, тройники, переходы, днища (заглушки), кольца переходные, детали с кольцами переходными) для магистральных нефтепроводов должны соответствовать требованиям ОТТ-08.00-60.30.00-КТН, СТТ-08.00-60.30.00-КТН.

7.9.6 В проекте должны быть указанны требования к соединительным деталям и арматуре по величинам давлений и времени выдержки при испытании на прочность.

7.9.7 Для изолирующих фланцевых соединений должны использоваться фланцы по ГОСТ 12821. Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 103 Ом.

7.9.8 Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, а также длина этих крепежных деталей должны выбираться с учетом толщины изолирующих (диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцев изолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальной полосы размером 30x6 мм.

7.9.9 Запорная арматура диаметром более 400 мм должна иметь опорные лапы для установки на фундамент. Материалы, применяемые для изготовления арматуры, должны обеспечивать надежную и безопасную ее эксплуатацию.

7.9.10 Изделия для закрепления нефтепроводов против всплытия. Для закрепления (балластировки) нефтепроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные и кольцевые одиночные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и анкерные устройства в соответствии с требованиями РД-05.00-45.21.30-КТН.

7.9.11 Материалы, применяемые для противокоррозионной защиты нефтепроводов. Для противокоррозионной защиты нефтепроводов должны применяться защитные покрытия и материалы, приведенные в таблице 7.14. При этом защитные покрытия и материалы должны пройти испытания на соответствие отраслевым техническим требованиям и быть включены в Реестр «Транснефть».

Таблица 7.14

Тип защитного покрытия	Область применения	ТУ, норматив
Заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие труб	Покрытие труб нормального и специального исполнения (без ограничения по диаметрам труб) с температурой применения до плюс 60 и 80 °С	ОТТ-04.00-27.22.00-КТН (тип 1, тип 2, тип 3, тип 4)
Заводское двухслойное полиэтиленовое покрытие труб	Покрытие труб нормального исполнения - для строительства трубопроводов диаметрами до 820 мм вкл. с температурой применения до плюс 60 °С	ОТТ-04.00-27.22.00-КТН (тип 1)
Заводское трехслойное полипропиленовое покрытие труб	Покрытие труб нормального и специального исполнения с температурой применения до плюс 80 и 110 °С - для строительства трубопроводов методами закрытой прокладки, на участках подводных переходов, в скальных грунтах и на «горячих» участках МН	ОТТ-04.00-27.22.00-КТН (тип 1, тип 2, тип 3)
Заводское эпоксидное покрытие труб	Покрытие труб нормального и специального исполнения - для трубопроводов диаметрами до 820 мм вкл. с температурой применения до 80 и 110 °С, для трубопроводов с теплоизоляционным ППУ покрытием - без ограничения по диаметрам труб	ОТТ-04.00-27.22.00-КТН (тип 1, тип 2, тип 3)
Полиуретановые или эпокси-полиуретановые покрытия заводского и трассового нанесения	Покрытия для наружной изоляции фасонных деталей, гнутых отводов и задвижек трубопроводов с температурой применения до 60, 80 и 110 °С	ОТТ-04.00-27.22.00-КТН ОТТ-08.00-60.30.00-КТН
Защитные покрытия трассового нанесения на основе полимерных термоусаживающихся лент	Покрытия для изоляции сварных стыков трубопроводов нормального исполнения (для «траншейной» прокладки) или специального исполнения (для «закрытой» прокладки) с температурой эксплуатации от плюс 40 до 110 °С	ОТТ-04.00-45.21.30-КТН (тип 1, тип 2, тип 3, тип 4)
Защитные покрытия трассового нанесения на основе битумных мастик, полимерных или битумно-полимерных лент	Покрытия предназначены для изоляции в трассовых условиях трубопроводов при их реконструкции и переизоляции с температурой до плюс 40 °С	ОТТ-04.00-45.21.30-КТН- ОТТ-04.00-45.21.30-КТН
Атмосферостойкие лакокрасочные покрытия заводского и трассового нанесения	Покрытия предназначены для противокоррозионной защиты надземных трубопроводов, свай	РД-05.00-45.21.30-КТН РД-23.040.00-КТН-189-06

7.9.12 Материалы, применяемые для теплоизоляционных покрытий нефтепроводов. Для теплоизоляционных покрытий должны применяться материалы, соответствующие требованиям РД-05.00-45.21.30-КТН.