Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 10 )

7.4.26 Подземные нефтепроводы, пересекающие растянутую зону мульды сдвижения, должны проектироваться как участки I категории.

7.4.27 Надземная прокладка нефтепроводов с учетом требований 7.7 должна предусматриваться, если по данным расчета напряжения в подземных нефтепроводах не удовлетворяют требованиям 7.8, а увеличение деформативности нефтепроводов путем устройства подземных компенсаторов экономически нецелесообразно.

Надземная прокладка должна предусматриваться также на переходах через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, проложенные в выемках.

7.4.28 На нефтепроводах на участках пересечения их с местами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, должна предусматриваться установка компенсаторов независимо от срока проведения горных работ.

7.4.29 Крепление к нефтепроводу элементов электрохимической защиты должно обеспечивать их сохранность в процессе деформации земной поверхности.

7.4.30 Прокладка нефтепроводов в сейсмических районах. Проектирование линейной части нефтепроводов и ответвлений от них, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных нефтепроводов, должно производиться с учетом сейсмических воздействий.

7.4.31 Сейсмостойкость нефтепроводов должна обеспечиваться:

- выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства;

- применением рациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий;

- дополнительным запасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивости нефтепроводов.

7.4.32 При выборе трассы нефтепроводов в сейсмических районах должны избегаться косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

Прокладка нефтепроводов в перечисленных условиях должна быть осуществлена в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании и согласовании с соответствующими органами Государственного надзора. При этом в проекте должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность нефтепровода.

7.4.33 Не допускается жесткое соединение нефтепроводов к стенам зданий и сооружений и оборудованию.

В случае необходимости таких соединений должно предусматриваться устройство криволинейных вставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способность которых должны устанавливаться расчетом.

Ввод нефтепровода в здания (в насосные и т. д.) должен осуществляться через проем, размеры которого должны превышать диаметр нефтепровода не менее чем на 200 мм.

7.4.34 При пересечении нефтепроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, должна предусматриваться возможность свободного перемещения и деформирования нефтепровода.

При подземной прокладке нефтепровода на таких участках рекомендуются устройство траншеи с пологими откосами и засыпка нефтепровода крупнозернистым песком, торфом и т. д.

7.4.35 При прокладке нефтепровода через зоны активных тектонических разломов должен сохраняться способ прокладки нефтепровода, принятый на прилегающих к разлому участках нефтепровода.

Возможность сохранения подземной прокладки в зоне активного тектонического разлома должна быть обоснована расчетом на сейсмопрочность при воздействии на нефтепровод смещающихся берегов разлома. При невозможности удовлетворения условиям сейсмопрочности должна быть предусмотрена надземная прокладка нефтепровода на переходе через зону активного тектонического разлома.

Конструктивные решения подземной прокладки нефтепровода, пересекающего зону активного тектонического разлома, должны отвечать следующим требованиям:

- траншея должна иметь пологие откосы (при прогнозировании преимущественно сдвиговых смещений);

- заглубление нефтепровода на этих участках должно приниматься минимально-допустимым по 7.5.1 при обеспечении продольной устойчивости при нормальных условиях эксплуатации;

- подсыпка и присыпка нефтепровода в местах тектонических разломов и прилегающих участках толщиной не менее 20 см должна осуществляться несвязным грунтом (крупнозернистым песком или мелким гравием);

- для ограничения положительного температурного перепада температура замыкания стыков должна быть обоснована расчетом;

- участки нефтепровода в пределах зоны АТР должны быть категории не ниже I;

- в случае обводнения в зонах активных тектонических разломов должна применяться балластировка «мягкими» пригрузами типа КТ и ПКБУ.

Перечисленные конструктивные решения должны осуществляться в зоне активного тектонического разлома и на расстоянии 70 м по обе стороны от границ тектонического разлома.

Технические решения надземного нефтепровода, пересекающего зону активного тектонического разлома, должны быть обоснованы прочностным расчетом соответствующего температурного блока на воздействие смещения грунта в тектоническом разломе в соответствии с требованием

7.4.36 При подземной прокладке нефтепровода грунтовое основание нефтепровода должно быть уплотнено.

7.4.37 Конструктивные решения надземной прокладки нефтепровода в районах сейсмичностью более 6 баллов должны отвечать следующим требованиям:

- длина ригеля свободно-подвижной опоры должна быть определена с учетом поперечных перемещений нефтепровода при сейсмическом воздействии;

- конструкция направляющих опор должна ограничивать поперечные перемещения нефтепровода и препятствовать сбросу его с опор при сейсмическом воздействии;

- конструкция надземного участка нефтепровода при пересечении зон активных тектонических разломов должна обеспечивать сохранность положения нефтепровода на опорах при смещении грунта в тектоническом разломе.

7.4.38 Необходимость установки (для гашения колебаний надземных нефтепроводов) в каждом пролете демпферов, которые не препятствовали бы перемещениям нефтепровода при изменении температуры трубы и давления транспортируемого продукта, должна обосновываться расчетом.

7.4.39 На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы должна предусматриваться автоматическая система контроля и отключения аварийных участков нефтепровода.

Непрерывный контроль сейсмической обстановки должен осуществляется оборудованием в составе стационарных сейсмостанций:

- сейсмодатчики высокой чувствительности - измерение в автоматическом режиме параметров сейсмической обстановки в зоне прохождения магистрального нефтепровода с диапазоном измерения до 6 баллов сейсмической активности (сейсмическое ускорение менее 50 см/с2);

- сейсмодатчики низкой чувствительности - измерение в автоматическом режиме параметров сейсмической обстановки в зоне прохождения магистрального нефтепровода с диапазоном измерения более 6 баллов сейсмической активности (сейсмическое ускорение более 50 см/с2);

- сейсмические сигнализаторы - формирование дискретного выходного сигнала в случае достижения уровня сейсмических воздействий 8 и более баллов.

7.4.40 Для нефтепроводов диаметром свыше 1000 мм, а также в районах переходов нефтепроводов через реки и другие препятствия должна предусматриваться установка инженерно-сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

7.4.41 Прокладка нефтепроводов в районах многолетнемерзлых грунтов. Для трассы нефтепровода должны выбираться наиболее благоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом отношении участки по материалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.

7.4.42 Выбор трассы для нефтепровода и площадок для его объектов должен производиться на основе:

- мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:;

- схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;

- карт относительной осадки грунтов при оттаивании;

- карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

7.4.43 На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов.

При пересечении нефтепроводом участков с подземными льдами, залегающими на небольшой глубине, и наледями, а также при прокладке нефтепровода по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов должны предусматриваться:

- специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов;

- мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;

- дренаж и сток воды;

- выравнивание и уплотнение грунтового валика над нефтепроводом.

7.4.44 При прокладке нефтепровода с использованием грунтового основания в оттаянном состоянии при расчете нефтепровода на прочность должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.

7.4.45 При выборе трассы нефтепровода на многолетнемерзлых грунтах должны учитываться требования 7.2.7. В местах прохода животных должна применяться подземная прокладка нефтепровода

7.4.46 Подземная прокладка магистральных нефтепроводов может быть применена в следующих случаях:

- в сыпуче-мерзлых грунтах, а также на скальных основаниях;

- на многолетнемерзлых грунтах, подстилаемых с глубины от 3 до 4 м коренными породами;

- при глубоком расположении верхней границы многолетнемерзлых грунтов, когда верхняя граница ММГ ниже глубины заложения нефтепровода;

- при условиях, когда протаивание грунта в пределах ореола растепления вызывает допустимые осадки нефтепровода и напряжения в стенке трубы;

- на искусственно-подготовленных основаниях;

- на переходах через реки, железные и автомобильные дороги при невозможности надземной прокладки; при этом следует предусматривать мероприятия для предохранения полотна дороги от просадок и пучения.

Конструкция подземной прокладки при очаговом распространении ММГ должна определяться в зависимости от ореола протаивания, величины возникающей вследствие этого осадки грунта и возникающих в результате этой осадки дополнительных напряжений в нефтепроводе. При этом необходимо избегать частого чередования подземной и надземной прокладок. Для стабилизации проектного положения нефтепровода может применяться подземная прокладка на опорах.

7.4.47 На отдельных участках трассы нефтепровода допускается оттаивание в процессе эксплуатации малольдистых многолетнемерзлых грунтов, если оно не сопровождается карстовыми процессами и потерей несущей способности нефтепровода.

7.4.48 На участках просадочных грунтов небольшой протяженности должны предусматриваться мероприятия, снижающие тепловое воздействие нефтепровода на грунты и обеспечивающие восстановление вечной мерзлоты в зимний период.

7.4.49 Глубина прокладки подземного нефтепровода должна определяться принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы нефтепровода с учетом требований охраны окружающей среды.

7.4.50 Высота прокладки надземного нефтепровода от поверхности земли должна приниматься в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия нефтепровода, но не менее 0,5 м.

Участки надземных нефтепроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещения трубы поперек оси, должны прокладываться выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0,1 м.

7.4.51 При прокладке нефтепровода на косогорах с поперечным уклоном более 8° должна предусматриваться срезка или подсыпка грунта и устройство полок. При этом срезку ММГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках (относительная осадка при оттаивании не более 0,1) при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ММГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.

7.4.52 Прокладка нефтепроводов в тоннелях. Тоннельные переходы должны предусматриваться с целью обеспечения более высокой эксплуатационной надежности и экологической безопасности магистральных нефтепроводов на участках пересечения водных преград и в горной местности со сложными инженерно-геологическими условиями и сильно пересеченным рельефом.

При проектировании нефтепроводов в тоннелях должны выполняться требования РД-20.02-74.20.11-КТН.

7.5. Переходы нефтепроводов через естественные и искусственные препятствия

7.5.1 К естественным и искусственным препятствиям относятся: водные преграды (реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки, оросительные и деривационные каналы), болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

К переходам МН через водные преграды относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной 10 м и более по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Переходы магистральных нефтепроводов через водные преграды подразделяются по способу прокладки:

- подводные;

- надводные (воздушные).

Подводные переходы подразделяются:

- на одно - и многониточные;

- по способу строительства - построенные методом наклонно-направленного бурения, микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки, методом протаскивания в трубу-футляр («труба в трубе»), траншейным способом.

Границами основной и резервной ниток подводного перехода магистрального нефтепровода (ППМН), определяющими длину перехода, являются:

- для однониточного перехода и основной нитки многониточного перехода - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

- для однониточного перехода, не имеющего запорной арматуры, установленной на берегах, - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10 % обеспеченности;

- для резервной нитки многониточного перехода - участок, ограниченный затворами камеры пуска и камеры приема СОД, установленных на этой нитке.

В составе подводного перехода выделяются русловой участок и береговые участки.

Русловой участок перехода - участок, ограниченный горизонтом низких вод 95 % обеспеченности.

Береговые участки перехода - участки, ограниченные с одной стороны горизонтом низких вод (ГНВ) 95 % обеспеченности, с другой стороны границами перехода.

Воздушные (надводные) переходы подразделяются на:

- балочные;

- подвесные (вантовые);

- арочные.

К воздушным (надводным) переходам относится участок линейной части нефтепровода, проложенный надземно, с использованием опорных сооружений, через водные преграды шириной 10 м и более по зеркалу воды в межень.

В границы воздушного (надводного) перехода магистрального нефтепровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от мест выхода трубопровода из земли.

При проектировании переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды должны выполняться требования ОТТ-16.01-60.30.00-КТН и требования настоящих норм.

7.5.2 Подводные переходы нефтепроводов через водные преграды. Подводные переходы нефтепроводов через водные преграды должны проектироваться 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 нефтепроводом 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.

7.5.3 Створы переходов через реки должны выбираться на прямолинейных или слабоизогнутых участках русел с устойчивыми пологими берегами и минимальной ширине заливаемой поймы. Створы не должны располагаться на участках русла с выходом скальных грунтов на поверхность. Створ подводного перехода должен располагаться под углом близким к прямому по отношению к береговой линии.

Створы подводных переходов должны располагаться за пределами первых поясов зон санитарной охраны источников питьевого водоснабжения.

7.5.4 Выбор створа перехода должен осуществляться на основе материалов гидрометеорологических и геологических изысканий с учетом типа руслового процесса, характера грунтов, слагающих русло и берега, водного режима реки.

7.5.5 Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Заглубление нефтепровода на участках подводных переходов должно определяться с учетом характера водной преграды, прогнозируемых передеформирований русла, берегов, поймы в период эксплуатации перехода, перспективного дноуглубления и гидротехнического строительства.

При проектировании подводных переходов, независимо от способа прокладки, отметка верха забалластированного трубопровода должна назначаться не менее чем на 1 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 1,5 м от естественных отметок дна водоема. При проектировании прокладки ППМН способом ННБ минимальное заглубление трубопроводов должно назначаться не менее чем на 3 м ниже линии предельного размыва и не менее 6 м от естественных отметок дна.

7.5.6 Переходы нефтепроводов через реки и каналы должны предусматриваться 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 через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в таблице 7.3, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.

7.5.7 Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов должны приниматься по таблице 7.3 как для подземной прокладки.

7.5.8 При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными нефтепроводами должно назначаться исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них нефтепроводов и сохранности нефтепровода при аварии на параллельно проложенном.

На многониточном переходе нефтепровода, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных нефтепроводов (основных ниток) и одного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных ниток нефтепроводов в одной траншее. Расстояние между параллельными нитками, прокладываемыми в одной общей траншее, и ширина траншеи назначаются в проекте исходя из условий производства работ по устройству подводной траншеи и возможности укладки в нее нефтепровода.

7.5.9 Минимальные расстояния между параллельными нефтепроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, должны приниматься такими же, как для линейной части магистрального нефтепровода.

7.5.10 Подводные нефтепроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1 % обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложенными в 7.8.

Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия нефтепровода, то должны предусматриваться:

на русловом участке перехода - сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечить надежное их крепление к нефтепроводу для укладки нефтепровода способом протаскивания по дну;

на пойменных участках - одиночные грузы или закрепление нефтепроводов анкерными устройствами.

7.5.11 Ширина подводных траншей по дну должна назначаться с учетом ширины водной преграды в межень, технологии разработки траншеи, гидрологического режима реки, способа укладки нефтепровода.

Крутизна откосов подводных траншей должна назначаться в соответствии с требованиями РД «Магистральные нефтепроводы. Правила производства и приемки строительно-монтажных работ».

7.5.12 Профиль трассы нефтепровода должен приниматься с учетом допустимого радиуса изгиба нефтепровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки и способа укладки подводного нефтепровода.

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

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

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

Крепление откосов берегов на участке перехода должно предусматриваться до отметки, возвышающейся не менее, чем на 0,5 м над расчетным горизонтом высоких вод повторяемостью один раз в 50 лет.

На затопляемых берегах кроме откосной части должен укрепляться пойменный участок, прилегающий к откосу, длина которого должна определяться в зависимости от гидрологических условий, но не менее 5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега должна определяться проектом в зависимости от геологических и гидрологических условий, но не менее ширины раскрытия траншеи в урезе с запасом по 10 м в каждую сторону от оси.

7.5.15 Подводные переходы, через водные преграды шириной по зеркалу более 75 м в межень должны быть оборудованы резервными нитками. Если магистральный нефтепровод пересекает 2 или более водных преград, расположенных на расстоянии менее 3-х километров друг от друга, проектом должно быть предусмотрено строительство общей резервной нитки для переходов через эти водные преграды. Диаметр трубопровода резервной нитки должен быть равен диаметру трубопровода основной нитки.

Примечания

1 При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10 % обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек при соответствующем обосновании в проекте резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м и горных рек.

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

7.5.16 При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, должна производиться проверка устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба нефтепровода.

7.5.17 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 не размываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

7.5.18 На ППМН стационарные реперы устанавливаются в зависимости от количества ниток на переходе:

- однониточный переход с шириной по зеркалу воды в межень до 50 м - 2 репера на одном берегу;

- однониточный переход с шириной по зеркалу воды в межень до 300 м на одном берегу) репера;

- многониточный переход или однониточный переход с шириной зеркала воды в межень 300 м и более - 4 репера (по 2 на каждый берег).

На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их нефтепроводами должны предусматриваться информационные знаки ограждения охранной зоны ППМП по ГОСТ 26600.

7.5.19 Должны быть предусмотрены технические решения по исключению недопустимых напряжений в трубопроводах перемычек между основной и резервной нитками ПМН от взаимных перемещений трубопроводов по причине сезонных подвижек грунта, температурного расширения и других воздействий. Технические решения по компенсации должны быть указаны в пояснительной записке и рабочих чертежах проекта. Для компенсации напряжений не допускается установка сильфонных компенсаторов.

7.5.20 Трубопровод перехода должен иметь постоянный условный диаметр и равнопроходную линейную арматуру, на внутренней поверхности трубопровода не должно быть выступающих узлов и деталей, а также подкладных колец.

Применяемые на ПМН тройники должны иметь решетки, исключающие попадание средств очистки и диагностики в ответвления. Наличие на тройниках решеток должно быть указано в спецификациях проекта.

7.5.21 При проектировании подводных переходов методом «труба в трубе» должно предусматриваться обязательное наличие сальниковых уплотнений в местах входа трубопровода в кожух, рассчитанных на рабочее давление в трубопроводе. Кожух должен выдерживать рабочее давление без разрушения.

7.5.22 Резервные нитки ППМН должны быть оборудованы камерами пуска-приема средств очистки и диагностики (КППСОД).

Проектом должно быть предусмотрено размещение узлов КППСОД обеспечивающее исключение попадания нефти в водоем при возможных аварийных утечках на узлах КППСОД. Узлы КППСОД должны находиться:

- на отметках не ниже отметок ГВВ 10 % обеспеченности и выше отметок ледохода;

- на берегах горных рек - на отметках не ниже отметок ГВВ 2 % обеспеченности;

- на расстоянии от меженного уреза воды до затвора КППСОД не менее 1 км;

- за пределами водоохранной зоны.

КППСОД, установленные на резервной нитке перехода, должны находиться в замкнутом контуре обвалования для локализации аварийного разлива нефти. Требования к обвалованию КППСОД должны приниматься по ОТТ-16.01-60.30.00-КТН.

Узлы камеры пуска-приема СОД должны быть оборудованы механическими устройствами, предотвращающими открытие затворов камер при наличии в них давления, датчиками обнаружения утечек и первичными измерительными преобразователями давления, подключенными к системе телемеханики. Оборудование камер должно соответствовать нормам и правилам, установленным в «Транснефть».

КППСОД должны быть оборудованы дренажными емкостями для сбора утечек нефти с объемом не менее объема схода нефти из камеры.

Емкость дренажная для сбора утечек нефти должна быть оборудована погружным насосом для обеспечения возможности откачки нефти из емкости в магистральный нефтепровод. Характеристики насосов, емкостей сбора утечек, размеры узлов должны соответствовать требованиям нормативных документов «Транснефть».

На дренажной емкости должен быть установлен сигнализатор уровня, подключенный к системе телемеханики.

Расстояние от КППСОД до отсекающей линейной задвижки должно соответствовать требованиям «Правил технической диагностики магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами».

7.5.23 Проектом должна быть предусмотрена установка береговых задвижек на обеих границах переходов МН через водные преграды независимо от типа перехода (одно - или многониточный) и ширины водной преграды.

Задвижки, перекрывающие поток нефти по основной и резервной нитке, должны быть шиберного типа и обеспечивать герметичность, соответствующую классу А по ГОСТ 9544.

Проектом должно быть предусмотрено размещение задвижек, обеспечивающее исключение попадания нефти в водоем при возможных аварийных утечках на узлах задвижек:

- на отметках не ниже отметок ГВВ 10 % обеспеченности и выше отметок ледохода;

- на берегах горных рек - на отметках не ниже отметок ГВВ 2 % обеспеченности;

Задвижки должны быть электрифицированы и телемеханизированы.

7.5.24 Для производства работ по проверке герметичности задвижек и снижению до статического давления в отключенной нитке ППМН должен быть оборудован вантузом. Вантуз должен располагаться в пределах ограждения береговой задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку. На резервных нитках, оборудованных узлами пуска и приема СОД, вантузы не устанавливаются. Диаметр вантузов должен быть в соответствии с ОТТ-16.01-60.30.00-КТН.

Задвижки и колодцы вантузов должны находиться в обваловании. Требования к обвалованию задвижек должны соответствовать ОТТ-16.01-60.30.00-КТН.

Подводные переходы должны быть оборудованы системами обнаружения утечек нефти из нефтепровода и КППСОД с выводом информации на НПС (ЛПДС) и РДП (РДС).

В колодцах отбора давления должны быть установлены сигнализаторы уровня и охранной сигнализации открытия колодца, подключенные к системе телемеханики.

Все переходы, построенные методами микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки, «труба в трубе» должны быть оборудованы системами контроля состава газопаровоздушной среды в межтрубном пространстве и, дополнительно, если проектом предусмотрена герметичность межтрубного пространства, системами контроля давления среды в межтрубном пространстве.

Проект должен предусматривать электроснабжение от двух независимых источников питания приводов задвижек, оборудования телемеханики, связи и сигнализации, установленных на переходе, с автоматическим включением на резервный источник при выходе из строя основного.

Береговые задвижки и узлы пуска и приема СОД должны относиться к потребителям не ниже первой категории надежности электроснабжения.

Проектом должно быть предусмотрено ограждение площадок КППСОД, узлов задвижек, узлов отбора давления. Высота ограждения не менее 2,5 м.

Ограждение узлов задвижек и площадок КППСОД должно находиться вне обвалования. По верху ограждения должны быть установлены дополнительные инженерные заграждения.

Площадки КППСОД должны быть оборудованы охранной сигнализацией периметра и видеонаблюдением с выводом информации на НПС (ЛПДС) и РПД (РДС).

7.5.25 Подводные переходы нефтепроводов, прокладываемые способом ННБ. При проектировании переходов магистральных нефтепроводов, прокладываемых способом ННБ должны выполняться требования РД-05.00-45.21.30-КТН, ОТТ-16.01-60.30.00-КТН.

7.5.26 Подводные переходы нефтепроводов, прокладываемые способом микротоннелирования. При проектировании переходов нефтепроводов с применением технологии микротоннелирования должны выполняться РД-20.02-74.20.11-КТН.

Строительство тоннельных переходов нефтепроводов с применением технологии микротоннелирования должно предусматриваться на участках пересечения водных преград со сложными инженерно-геологическими и топографическими условиями, ограничивающими применение способа ННБ согласно требованиям РД-05.00-45.21.30-КТН.

7.5.27 Прокладка на болотах. На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка нефтепроводов. При этом должны быть обеспечены прочность нефтепровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия.

Как исключение, при соответствующем обосновании допускается прокладка нефтепроводов на опорах (надземная прокладка).

7.5.28 При соответствующем обосновании при подземной прокладке нефтепроводов через болота II и III типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.

7.5.29 Прокладка нефтепроводов на болотах должна предусматриваться прямолинейно или с минимальным числом поворотов.

В местах поворота должен применяться упругий изгиб трубопровода. Надземная прокладка на болотах должна предусматриваться в соответствии с требованиями, изложенными в 7.7.

7.5.30 Укладка нефтепроводов при переходе через болота в зависимости от мощности торфяного слоя и водного режима должна предусматриваться непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.

7.5.31 Участки нефтепроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения должны предусматриваться специальные конструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта, анкера и др.).

7.5.32 При закреплении нефтепровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лесса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин.

7.5.33 В проекте должны быть разработаны специальные технические решения прокладки на участках перехода нефтепровода «минеральный грунт - торф».

7.5.34 Конструктивные решения нефтепроводов на участках «минеральный грунт - торф» должны проверяться расчетом на прочность и устойчивость с учетом дополнительных напряжений изгиба вследствие осадки торфяного основания.

7.5.35 Подземные переходы нефтепроводов через железные и автомобильные дороги. Переходы нефтепроводов через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях - при соответствующем обосновании в выемках дорог.

Угол пересечения нефтепровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°. Прокладка нефтепровода через тело насыпи не допускается.

7.5.36 Участки нефтепроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется условием производства работ и конструкцией переходов и должен быть больше наружного диаметра нефтепровода не менее чем на 200 мм. Толщина стенки защитного кожуха должна определяться расчетом.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке нефтепровода через железные дороги:

от осей крайних путей - 50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки;

от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) - 3 м;

б) при прокладке нефтепровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов через автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Прокладка кабеля связи нефтепровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должна производиться в защитном футляре или отдельно в трубах.

7.5.37 Заглубление участков нефтепроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.

Заглубление участков нефтепроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.