СП 34-116-97 стр.11 Недопустимый уровень активности процесса

 

Характеристика трубопровода

1

2

Газопроводы I и II класса, нефте-, продуктопроводы I класса

1,5

Газопроводы III класса, нефте-, продуктопроводы II класса

1,2

Газопроводы IV класса, нефте-, продуктопроводы III класса

1,0

 

Примечание:

При сейсмичности 9 баллов и выше, коэффициент  для трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

Таблица 24.

Значения коэффициентов повторяемости землетрясений

Повторяемость землетрясений 1 раз

в 100 лет

в 1000 лет

в 10 000 лет

Коэффициент повторяемости

1,15

1,0

0,9

 

Таблица 25.

Значения расчетных сейсмических ускорений

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение, м/сек2

1,0

2,0

4,0

8,0

 

8.28. При совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмическое воздействие, напряжение от которого определяется по формуле (22), величина  в условиях (15)(16) должна удовлетворять условию .

8.29. Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия должен производиться согласно требованиям СНиП II-7-81, с оценкой прочности по условиям (15)(16).

 

Определение несущей способности анкерных устройств

 

8.30. Расчетная несущая способность анкерного устройства должна определяться по формуле:

 

.                                                (23)

 

Коэффициент условий работы анкерного устройства должен приниматься 1,0 при  = 1 или  2 и  3; а при  2 и 1  3: 3; а при

 

.

 

Расчетная несущая способность анкера из условия несущей способности грунта основания должна определяться по формуле:

 

,                                                              (24)

 

где — несущая способность анкера (Н) должна определяться расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП 2.02.03-85;

— коэффициент надежности анкера, принимаемый равным 1,4, при определении несущей способности анкера расчетом или 1,25 — при определении несущей способности анкера по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.

 

9. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

9.1. Выбор трассы, конструктивных, технологических и природоохранных решений, прокладка трубопроводов должны осуществляться в строгом соответствии с Законом РФ "Об охране окружающей природной среды", иными законодательными актами и нормативными документами в этой области, в т.ч.: Руководством по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации", Указаниями к экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности в прединвестиционной и проектной документации (Минприрода России, 1993 и 1994 гг.), Пособием по составлению раздела проекта "Охрана окружающей природной среды" к СП 11-101-95, требованиям настоящей Инструкции и действующими отраслевыми нормативными документами по данному вопросу.

9.2. Каждый проект должен содержать раздел "Охрана окружающей среды" с оценкой воздействия на окружающую среду (ОВОС). ОВОС проводится для природных компонентов (геологическая среда, вода, воздух, почва, растительность, животный мир) и природных комплексов (ландшафтов) в полосе, равной по ширине зоне влияния трубопровода, но не менее чем 3 км по обе стороны осевой линии трубопровода.

В ОВОС обязательна оценка ареалов опасных природных процессов, существующих до начала сооружения и прогнозируемых на первый и пятнадцатый год эксплуатации.

9.3. ОВОС и проект природоохранных мероприятий, включая рекультивации, осуществляется в объемах, соответствующих табл. 26.

 

Таблица 26.

Стадии проектирования трубопровода

Состав графических документов

Масштаб графических документов

Технико-экономическое обоснование

Современное состояние природных компонентов (по видам компонентов) — рекомендуемые

1 : 500000 — на всю трассу

Прогнозное состояние природных компонентов (по видам компонентов) — рекомендуемые

1 : 5000 до 1 : 100000

на участки трассы с повышенным

Современное и прогнозируемое состояние окружающей среды — обязательные

экологическим риском

Экологический риск и опасные природные процессы — обязательные

 

Природоохранные мероприятия — обязательные

 

Проект

Определяются на основании выполнения ОВОС на стадии ТЭО

 

9.4. ОВОС проводится в объемах, достаточных для проведения оценки экологического риска, связанного с возможностью нанесения ущербов жизни и здоровью населения (риск катастрофических следствий аварий); редким и исчезающим видам животных и растений (риск утраты генофонда); природным ресурсам, утрачиваемым или уменьшаемым вследствие деструкции природных систем или загрязнения окружающей природной среды при сооружении и эксплуатации промысловых трубопроводов.

Объемы ОВОС должны обеспечивать сравнение вариантов природоохранных решений по признаку эффективности предотвращения или стабилизации природных процессов, неблагоприятным для традиционного природопользования или снижающих техническую надежность трубопроводов.

9.5. Проектные решения по охране окружающей природной среды должны обеспечивать возможность сохранения существующего и потенциально достижимого до начала сооружения трубопровода уровня доходности нарушаемых угодий, а также локализацию и уменьшение активности опасных природных процессов до уровня, не превышающего указанного в табл. 27.

 

Таблица 27.

Опасный природный процесс

Недопустимый уровень активности процесса

1

2

Термоэрозия

Удлинение линейных форм более чем на 2 м/год

Водная эрозия

Удлинение линейных форм более чем на 1 м/год

Солифлюкция

Сплывание грунтов со склона более чем на 1 м/год

Оползневые и обвальные

Полное исключение

Ветровая эрозия (дефляция)

Превышение площади раздува 50 м2

Обводнение

Полное исключение

Подтопление и заболачивание

Подъем среднего экологически значимого уровня почвенных вод (верховодки) более чем на 0,2 м

Абразия

Скорость абразивного разрушения берегов на подводных переходах более чем 1 м/год

Другие опасные природные процессы

В зависимости от связанного с их активацией экологического риска, определяемого при выполнении ОВОС

 

9.6. В состав природоохранных мероприятий должны входить проектные решения по:

– инженерным рекультивациям (по всей трассе);

– специальным инженерным рекультивациям (на участках трассы с опасными природными процессами);

– земляным рекультивациям (на участках трассы в пределах сельхозугодий в соответствии с ГОСТ 17.5.3.05-84; ГОСТ 17.4.3.02-85; ГОСТ 17.5.3.06-85);

– охране поверхностных и подземных вод от загрязнения;

– биологическим рекультивациям (по всей трассе, за исключением участков трассы в пределах сельскохозяйственных угодий);

– экологической маркировке (по всей трассе — на период строительства, по особо важным участкам — на период эксплуатации);

– экологическому мониторингу.

9.7. Инженерные рекультивации должны быть запроектированы и проведены, чтобы выполнение основных видов строительно-монтажных работ позволяло бы избежать возникновения опасных природных процессов вне ареалов, существовавших до начала строительства.

9.8. Специальные инженерные рекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобы активизация или возникновение опасных природных процессов были бы исключены или минимизированы в пределах прогнозируемых при проведении ОВОС ареалов нарушенности.

9.9. Земельные рекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобы обеспечивалось восстановление плодородия земель сельскохозяйственных угодий, существовавшее до начала строительства.

9.10. Биологические рекультивации должны быть запроектированы и осуществлены так, чтобы рекультивированные участки обладали после рекультивации свойствами самовосстановления.

9.11. Экологическая маркировка (экологическая разметка трассы) должна быть запроектирована и проведена так, чтобы при осуществлении строительных работ могли быть выявлены особо важные экологические объекты: участки, нуждающиеся в рекультивациях различных типов. Маркировка особо важных экологических объектов должна предусматриваться проектом и на период строительства.

9.12. Экологический мониторинг должен быть запроектирован и осуществлен так, чтобы ареалы опасных природных процессов могли быть выявлены в начале теплового периода каждого года эксплуатации с подробностью, достаточной для оперативного проектирования мероприятий по предотвращению таких процессов; могла быть проверена эффективность биологических рекультиваций в первые три года эксплуатации.

 

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

 

10.1. При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812-83 нормативными документами, утвержденными в установленном порядке, и приведенными ниже требованиями.

Защита внутренней поверхности труб от коррозионного воздействия перекачиваемого продукта осуществляется в соответствии с п. 3.40.

10.2. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечивать их нормальную работу в течение эксплуатационного срока.

Допускается не применять электрохимическую защиту, если защитные покрытия обеспечивают надежную эксплуатацию в течение всего срока службы.

 

 

Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

 

10.3. Трубопроводы (включая крановые узлы, тройники и др.) должны быть изолированы по всей наружной поверхности изоляционными покрытиями в соответствии с ГОСТ 25812-83. Подготовка траншеи и засыпка трубопровода грунтом должна вестись способом, исключающим повреждение изоляции, что устанавливается искателями повреждений.

10.4. Изоляционные покрытия законченных строительством подземных участков трубопроводов должны иметь сопротивление не ниже 10 Ом · м. Контроль этой величины должен производиться катодной поляризацией по методике ГОСТ 25812-83.

10.5. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов должны применяться два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий должен применяться на участках трубопроводов I и II категорий всех диаметров, на трубопроводах диаметром 820 мм и более, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

– в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, сорах и др.);

– в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения или орошения; на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, и на расстоянии в обе стороны от переходов в соответствии с табл. 13;

– на пересечении с различными трубопроводами, включая по 20 м в обе стороны от места пересечения;

– на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

– на участках блуждающих токов источников постоянного тока;

– на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 330 К (30°С) и выше;

– на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий;

– на территориях КС, ГРС, НС, УКПГ, УЗРГ и на расстоянии от них в соответствии с табл. 13.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

 

 

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

 

10.6. Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

10.7. Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность — не менее 1 кВ на толщину.

Контроль лакокрасочных покрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ или МТ-33Н, а по сплошности — искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа "Крона-1P".

10.8. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60°С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40°С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

10.9. Противокоррозионная защита опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов должна выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.04.03-85.

 

Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

 

10.10. На трубопроводе должны быть обеспечены по всей его внешней поверхности и непрерывно во времени поляризационные потенциалы более отрицательные, чем регламентированный ГОСТ 25812-83 минимальный защитный потенциал, но более положительные, чем максимальный защитный потенциал, установленный тем же стандартом.

10.11. Проект электрохимической защиты трубопроводов должен учитывать развитие промысла, изменение технологического назначения промысловых трубопроводов и давления в них в процессе эксплуатации.

10.12. При разработке проекта электрохимической защиты должны рассматриваться раздельно группы или отдельные сооружения: скважины или кусты скважин, многониточные системы трубопроводов и одиночные трубопроводы, площадки УКПГ и др. сосредоточенные объекты; при этом схемы защиты всех групп сооружений должны быть согласованы между собой.

10.13. При залегании на глубине до 10 м грунтов с более высоким в 2-3 раза электросопротивлением по сравнению с нижележащими слоями и при расположении скважин по сетке менее чем 200 м должны предусматриваться глубинные анодные заземления.

При неглубоком заложении (до 20 м) анодные заземления располагаются не менее чем на 300 м от защищаемых сооружений.

10.14. При осуществлении электрохимической защиты выкидных линий (шлейфов) точка дренажа должна находиться не менее чем в 50 м от устья скважины. При этом сила тока защитной установки должна быть увеличена на величину защитного тока, потребляемого обсадной колонной скважин.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *