ВСН 51-3-85. 
4.КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

ВСН 51-3-85. 4.КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ
Проектирование промысловых стальных трубопроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ОСТ 36-143-88 - Монтаж технологического оборудования и технологических трубопроводов. Проект производства работ. Порядок разработки, состав и содержание

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  ВСН 51-3-85 -> 

 

 

Примечание к табл. 3:

1) Расстояния, указанные в таблице, следует принимать:

а) для городов и других населенных пунктов - от проектной городской черты на расчетный срок 20 лет;

б) для промышленных предприятий - от границ, отведенных им территории, с учетом их развития;

в) для железных дорог - от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но на расстояния не менее 10 м от границы полосы отвода дороги;

г) для автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна;

д) для всех мостов - от подошвы конусов;

е) для отдельно стоящих зданий и строений - от ближайших выступающих их частей.

2) Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с отверстием 20 м и менее следует принимать так же, как от соответствующих дорог.

3) Если отметка основания зданий и сооружений выше отметки трассы трубопроводов, транспортирующих нефть или другие горючие жидкости, то допускается уменьшение расстояний, указанных в позициях 1, 2, 5 до 25%, без изменения категории трубопровода.

4) При соответствующем обосновании допускается сокращение минимальных расстояний по позициям 3, 5, 6, 19 приведенных в графах 5+22 при повышении категорийности от категорий IV, III, II до категории II, I, В соответственно не более чем на 30% от категорий IV и III до категории В не белее чем на 60%.

5) Указанные в позициях 1, 5, 7 расстояния для нефтепроводов допускается сокращать не более, чем на 30% при условии увеличения толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние, и контроля сварных соединений физическими методами, согласно СНиП III-42-80.

6) Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, не содержащий сероводород, принимать в соответствии с графами 5+22.

7) Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, содержащий сероводород, принимать в соответствии с графами 23+40.

8) Под отдельно стоящим зданием (строением) следует понимать здание (строение), расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее чем 50 м от ближайших к нему зданий (строений).

9) При наличии между газопроводом и железной или автомобильной дорогой лесной полосы шириной не менее 10 м соответствующие расстояния допускается принимать с коэффициентом 0,7.

10) При надземной прокладке газопроводов расстояния, указанные в таблице, должны приниматься с коэффициентом: позиция 1 - 2,0; позиция 2 - 1,5; по остальным позициям - 1,0.

11) Минимальные расстояния от трубопроводов систем заводнения до объектов, зданий и сооружений принимаются в соответствии с СНиП 2.04.02-84 и СНиП II-II.1-71*.

12) При уплотненной сетке размещения скважин при обустройстве подземных хранилищ газа (ПХГ) допускается уменьшение расстояний между устьем скважины и подземно прокладываемым шлейфом до расстояний, обеспечивающих нормальные условия монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводов и оборудования скважин, но не менее 9 м от ограждения площадки эксплуатируемой скважины. При этом участки трубопроводов в границах минимально допустимых расстояний, установленных позицией 3 таблицы 3 должны быть отнесены к категории В, а скважины оборудованы клапанами-отсекателями.

 

п.12 (Введен дополнено. Изм. №1).

 

4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

 

4.1. При проектировании трубопроводов надлежит соблюдать требования СНиП 2.05.06-85 и указания настоящих Норм.

Диаметр трубопроводов должен определяться гидравлическим расчетом в соответствии с рекомендуемым приложением 2 настоящих Норм, ОНТП 51-1-85 и ВНТП 3-85. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих обводненную продукцию, должен назначаться из условия исключения образования застойных зон водных скоплений. Не допускается проектирование трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть со скоростями ниже критических, при которых выделяется слой подстилающей воды.

4.2. Толщина стенки трубопроводов принимается по расчету, в соответствии с разделами 8 и 9 и рекомендуемым приложением 3 настоящих Норм в зависимости от категории участка трубопроводов, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.

4.3. Применяемые для трубопроводов трубы, арматура, соединительные детали и сварочные материалы должны отвечать требованиям, изложенным в разделе 8.

4.4. Трубопроводы следует проектировать сварными в стык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной запорной арматуры (краны, задвижки, вентили и т.д.) равнопроходного сечения, рассчитанной на расчетное давление в трубопроводе.

Все монтажные сварные швы на участках трубопроводов, транспортирующих газ и конденсат, содержащий H2S, категории В должны подвергаться при соответствующем обосновании снятию сварочных напряжений путем термической обработки швов. Режим термической обработки должен оговариваться проектом или ТУ на сварку.

Необходимость термической обработки сварных швов морских трубопроводов на участках категории "В" с целью снятия сварочных напряжений определяется проектом.

4.5. Продольный профиль подземного трубопровода в необходимых случаях определяется методом оптимального профилирования с использованием ЭВМ. Оптимальным является профиль, удовлетворяющий требованиям по прочности и устойчивости подземного трубопровода. При этом в качестве критерия оптимальности следует принимать параметр учитывающий затраты на устройство траншей, установку отводов искусственного гнутья, укладку трубопровода в траншее, а также требования надежности при эксплуатации и охраны окружающей среды.

4.6. Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должен иметь радиус изгиба не менее 5Д. У сварных отводов угол поворота сектора не должен превышать 6°.

4.7. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть равна диаметру трубы, но не менее 250 мм. Для трубопроводов диаметром 300 мм и менее и рабочем давлении до
2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм.

4.8. На трубопроводах условным диаметром 200 мм и более, требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция и расположение которых определяются проектом.

4.9. Узлы запуска и приема очистных устройств трубопроводов природного газа должны быть оборудованы приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств.

Необходимость оснащения узлами для запуска и приема очистных устройств на выкидных трубопроводах от нефтяных скважин, нефтегазосборных трубопроводах, нефтепроводах и трубопроводах нефтяного газа определяется проектом.

4.10. Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами для запуска и приема очистных устройств должны быть равнопроходными.

 

Примечание: на трубопроводах, не требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров, допускается установка линейной арматуры, внутренний диаметр которой может быть меньше диаметра основного трубопровода, но не более чем на 20%.

 

4.11. В местах подключения трубопроводов к существующим или проектируемым трубопроводам, около мест запуска и приема очистных устройств, в местах установи перемычек, на подходах шлейфов к скважинам и УППГ, УКПГ, СПХГ, ДНС, ЦПС, на переходах через естественные и искусственные преграды и в других случаях, где возможны значительные перемещения трубопроводов, следует определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Величина продольных перемещений как воздействие должна учитываться при расчете указанных выше конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу.

С целью уменьшения продольных перемещений трубопроводов и усилий от трубопроводов на примыкающие к ним узлы и конструктивные элементы следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе остановку открытых или закрытых компенсаторов, неподвижных опор, установку компенсаторов-упоров и т.д.

4.12. При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и другие). Выбор метода определяется на основании технико-экономических расчетов.

4.13. Очистка внутренней поверхности трубопроводов от грязе-парафиновых отложений должна предусматриваться с помощью очистных устройств, пропарка острым паром.

4.14. Давление насыщенных паров продукта при установлении рабочего (нормативного) давления трубопровода должно приниматься, исходя из максимально возможной температуры продукта в условиях транспортирования.

При транспортировании нестабильных газонасыщенных жидкостей рабочее давление во всех точках трубопровода должно быть выше давления насыщения транспортируемого продукта не менее чем на 0,5 МПа. За рабочее (нормативное) давление принимается наибольшее давление, которое может быть в трубопроводе, определяемое при проектировании на основании характеристик источника давления и условий эксплуатации.

4.15. Расчетное давление трубопроводов, подключенных к источнику давления (скважина, сепаратор, колонна и т.д.), оснащенному предохранительным устройством, принимается равным рабочему (нормативному) давлению трубопровода, помноженному на соответствующий коэффициент перегрузки по СНиП 2.05.06-85.

При этом расчетное давление трубопровода не должно быть ниже максимально возможного давления срабатывания предохранительных устройств.

При отсутствии устройства автоматически ограничивающего давление источника за расчетное - принимается максимально возможное давление источника.

С целью сокращения расхода металла при проектировании трубопроводов, примыкающих к скважинам, как правило, следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие ограничение внутреннего давления.

4.16. Расчетное давление участков трубопроводов, расположенных ниже геодезической отметки источника давления, должно приниматься с учетом гидростатического давления столба перекачиваемой жидкости или газа.

 

Размещение запорной и других видов арматуры

 

4.17. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км для трубопроводов, транспортирующих нефть и газ, не содержащие сероводород, и не более 5 км для трубопроводов, транспортируют сероводородосодержащие газы и конденсат. На трубопроводах ШФЛУ, конденсата и метанола арматура должна устанавливаться на расстоянии не более 10 км. Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

- в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 м;

На входе и выходе трубопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХТ, ГПЗ, ДНС, ЦПС, ПС на расстоянии не менее:

для трубопроводов диаметром 1400 мм - 1000 м:

- диаметром менее 1400 мм до 1000 мм включительно - 750 м:

- диаметром менее 1000 мм до 700 мм включительно - 500 м;

- диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно - 300+500 м;

- диаметром менее 300 мм - 100+300 м от территории площадок;

- на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводами в две и более ниток;

- на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку следует предусматривать установку запорной арматуры с учетом рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

- на одном или обоих концов участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности.

На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды, а также на морских подводных трубопроводах необходимость установки запорной арматуры определяется проектом.

Газопроводы-коллекторы следует секционировать на участки длиной до 10 км.

На подключении шлейфов (выкидных трубопроводов) и ингибиторе проводов к (от) УПГ, УППГ, ПХГ, ЦПС отключающая арматура, как правило, за пределами площадки не устанавливается.

На трубопроводах систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод запорная арматура не устанавливается.

4.18. Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок. Толщина стенок участков трубных заготовок определяется, исходя из условий обеспечения прочности, требуемой для участков II категории, если этот участок не относится к категории В или I.

4.19. Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, КС, ПХГ, ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС, а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах I и II классов, трубопроводах ШФЛУ и нестабильного конденсата при переходе их через водные преграды должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление.

Установка запорной арматуры с дистанционным управлением на морских трубопроводах определяется проектом.

4.20. При параллельной прокладке двух иди более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны быть смещены на расстояние на менее 50 м друг от друга по длине трубопровода. При соответствующем обосновании допускается уменьшение указанного расстояния, исходя из возможности монтажа, ремонта и безопасности эксплуатации.

4.21. Трубопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, байпасы, продувочные линии и перемычки следует предусматривать, как правило, в подземном исполнении с краном бесколодезной установки. Доступ должен предусматриваться к приводу арматуры. Проектные решения должны исключать неравномерную осадку трубопроводов и арматуры.

4.22. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре трубопровода до 1000 мм и не менее 60 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2 часов, а расстояние от свечи до зданий и сооружений не относящихся к данному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с требованиями
СНиП 2.05.06-85.

4.23. На обоих концах участков трубопроводов ШФЛУ и конденсата между запорной арматурой для аварийного сброса продукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальные ответвления. Каждое ответвление должно быть оснащено запорным органом и иметь длину не менее 10 м, выступать на 0,5 м над поверхностью земли и заканчиваться фланцевой заглушкой.

В комплекте аварийных средств проектом должны быть предусмотрены два разборных трубопровода длиной не менее 60 м каждый, предназначенные к использованию при опорожнении поврежденных участков трубопровода для отвода из них продукта в сооружаемые в земле амбары, в которых на безопасном расстоянии от трубопровода и других объектов сбрасываемый продукт подлежит утилизации или сжиганию.

4.24. В качестве линейной запорной арматуры на трубопроводах должна использоваться арматура бессальниковой конструкции, предназначенная для бесколодезной установки.

На промысловых трубопроводах нефтяных месторождений допускается применять линейную сальниковую и фланцевую арматуру, но в этом случае она должна размещаться надземно на опорах.

Применение фланцевой арматуры допускается для подключения трубопроводов к оборудованию и устройствам.

 

5. ПРоклАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

 

Прокладка трубопроводов на суше

 

5.1. Прокладка трубопроводов на суше осуществляется с учетом требований данного раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-85.

5.2. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторождениях и ПХГ следует предусматривать подземную прокладку труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на отдельных участках в малонаселенных районах, на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций и др. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.

Наземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.

Глубина заложения нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна определяться с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых нефтепродуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.

5.3. Глубина заложения трубопроводов сжиженного углеводородного газа должна быть не менее 1,0 м. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНиП 2.04.02-84, глубину заложения трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды, следует принимать в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий в соответствии с ВНТП 3-85.

5.4. Прокладку трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов КиП, ингибитора коррозии и гидратообразования следует предусматривать в одной траншее совместно со шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 0,2 м.

Допускается совместная (в одной траншее) прокладка трубопроводов одного назначения условным диаметром 300 мм и менее. Количество трубопроводов, укладываемых в одной траншее, определяется проектом. При одновременной прокладке трубопроводов расстояние между ними применяется из условия качественного и безопасного производства работ при их сооружении и ремонте, но не менее 0,5 м в свету.

При разновременной укладке трубопроводов как одного, так и различного назначения в траншеи расстояния между ними следует принимать из условий обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ, но не менее расстояний, указанных в таблице 4.

5.5. Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-П.1-71* и СНиП 2.05.06-85.

При взаимном пересечении газопровода с нефтепроводом или водоводом, газопровод должен располагаться над ним. При невозможности соблюдения вышеуказанного требования проектируемый трубопровод должен заключаться в защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 5 м в обе стороны от оси пересекаемой коммуникации.

5.6. Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

5.7. Трубопроводы перед установками подготовки газа (УППГ, УКПГ) должны оборудоваться пунктами переключения арматуры (ППА) и обводными трубопроводами.

 

Таблица 4.

 

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм

минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего трубопровода, м

до 100 включительно

5

свыше 100 до 300 включительно

8

свыше 300 до 600 включительно

11

свыше 600

14

 

5.8. Пересечения трубопроводов с линиями электропередач должны осуществляться в соответствии с ПУЭ Минэнерго СССР.

5.9. Пересечения трубопроводов между собой и с линиями электропередач высокого напряжения следует предусматривать под углом не менее 60°.

5.10. Проектирование трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, необходимо осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85, специальных ведомственных нормативных документов, утвержденных или согласованных Госстроем СССР и дополнительными указаниями настоящих Норм.

5.11. По трассе трубопроводов следует предусматривать установку опознавательных знаков на расстоянии не более 1 км друг от друга. Помимо этого, знаки устанавливаются на углах поворота в горизонтальной плоскости, на переходах трубопроводов через препятствия.

 

Прокладка трубопроводов морских месторождений*

 

______________

* Границами морских трубопроводов являются: для трубопровода, прокладываемого по эстакаде - запорная арматура, устанавливаемая на берегу перед выходом на эстакаду и на эстакаде - перед стояком подводного трубопровода; для подводного трубопровода - запорная арматура, устанавливаемая на гидротехническом сооружении и берегу.

 

5.12. Категорийность трубопроводов морских месторождений определяется по таблице 2.

5.13. При проектировании трассы трубопроводов участки дна моря с сильно пересеченным рельефом, с оползнями, с грязевыми вулканами и газовыми проявлениями следует обходить.

5.14. Допускаемое волнение моря, при котором разрешается проводить работы по прокладке подводных переходов с плавучих средств, устанавливаются в зависимости от типа применяемых плавсредств, а также от направления движения волны по отношению к плавсредству и должно указываться в проекте.

5.15. При проектировании подводных трубопроводов в районах расположения морской эстакады или стационарной платформы расстояние между ними и трубопроводом должно быть не менее 100 м.

5.16. Вывод подводного трубопровода на гидротехническое сооружение должен производиться в зоне свободной от судов. Расположение стояков на гидротехническом сооружении и конструкции крепления их к сооружению определяется проектом.

5.17. Пересечение подводных трубопроводов, а также пересечение подводными трубопроводами других инженерных коммуникаций допускается при принятии соответствующих мер безопасности. Условия пересечения определяются проектом.

5.18. Трасса подводного трубопровода в районе воздушной ЛЭП должна проходить от ее опор на расстоянии не менее длины опоры плюс десять метров.

5.19. Допустимый радиус изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должен определяться согласно расчету по СНиП 2.05.06-85.

5.20. При проектировании газопроводов на морских эстакадах должны предусматриваться дренажные устройства в пониженных точках трассы. Места установки дренажных устройств определяются проектом.

5.21. Необходимость тепловой изоляции, ее тип и толщина определяется проектом.

5.22. Опорами для трубопроводов, прокладываемых по морской эстакаде, служат специальные конструкции. На внешних концах опор должны быть прикреплены ограничители против соскальзывания труб. Сварные стыки трубопроводов должны быть на расстоянии не менее 0,5 м от опоры.

5.23. Трубопроводы должны располагаться, как правило, не ниже уровня настила эстакады за исключением случаев пересечения эстакад.

5.24. Пересечение трубопроводов с эстакадами должно быть выполнено без сварных стыков.

 

Примечание: В исключительных случаях допускается сварной стык на трубопроводе, проложенном под эстакадой при условии, что этот участок трубопровода заключен в защитный кожух с уплотнением на концах и с вытяжной свечой высотой не менее 5 м от уровня проезжей части эстакады.

 

5.25. Прокладка трубопроводов по эстакаде должна обеспечивать возможность их осмотра и ремонта.

Расстояние в свету между трубопроводами должно быть не менее 200 мм для труб с условным диаметром 200 мм и более и 100 мм во всех стальных случаях.

5.26. Допускается прокладывать трубопроводы за перильным ограждением эстакады в два яруса. Расстояние в свету между трубопроводами верхнего и нижнего ярусов должно быть не менее 1000 мм.

Опоры верхнего яруса запрещается опирать на трубопроводы нижнего яруса.

5.27. Переплетение трубопроводов по эстакаде не допускается.

5.28. К местам расположения арматуры должны быть предусмотрены проходы со стороны эстакады.

Для удобства обслуживания, осмотра и ремонта у мест установки задвижек должны быть предусмотрены площадки с перильным ограждением высотой не менее 1,2 м и бортом высотой не менее 0,15 м.

5.29. Трубопроводы с коррозионно-активными жидкостями должны располагаться в нижнем ярусе на расстоянии не менее 250 мм от газопровода. Фланцевые соединения или раздаточные стояки на них должны быть снабжены защитными козырьками, предотвращающими попадание коррозионных жидкостей на трубопроводы.

5.30. Совместная прокладка на одних опорах трубопроводов и электролиний (временных иди постоянных) допускается только для электросетей, предназначенных для обслуживания трубопроводов (кабелей диспетчеризации, сигнализации, электроприводов задвижек газопроводов) при условии, что электропроводка будет выполнена в стальных трубах или бронированным кабелем. Электропроводка должна прокладываться на самостоятельных кронштейнах или подвесках.

Газопроводы должны располагаться выше электролиний.

5.31. Расстояние по вертикали между надэстакадными газопроводами и воздушными линиями электропередач в случае пересечения при наибольшей стреле их провеса должны приниматься в соответствии с ПУЭ Минэнерго СССР.

5.32. На газопроводах не разрежается устанавливать арматуру, сборники конденсата и другие устройства ближе 10 м в обе стороны от места пересечения с линиями электропередач.

5.33. Расположение трубопроводов на эстакадах, приэстакадных и базовых площадок должно производиться с учетом будущего обустройства месторождения с целью обеспечения безопасности разрывов.

5.34. На трубопроводе должны быть установлены опознавательные знаки через каждые 100 м.

5.35. В местах прохождения трубопроводов над эстакадой свободная высота над проезжей частью эстакады должна быть не менее 4,5 м.

5.36. Очистка полости и испытание трубопроводов зависят от способа их прокладки и в каждом отдельном случае определяются проектом.

5.37. Выход подводного трубопровода на берег должен предусматриваться с заглублением в дно. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных переформирований дна и береговой полосы и сроком эксплуатации трубопровода.

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге