Меню

Колодец для отбора давления нефтепровод

Колодцы КТ 320/530/620/720/820/1020/1067/1220

ЗаказатьКолодцы КТ предназначены для установки на трубопроводах Ду 320-1220 мм для размещения КИП-оборудования.

Конструкция колодца предусматривает возможность установки внутри него:

Технические характеристики колодцев КТ
Обозначение колодца По спецификации Диаметр трубопровода, мм Масса, кг
КТ 320 КТ 320.00.000 320 1000
КТ 530 КТ 530.00.000 530 1300
КТ 620 КТ 620.00.000 620 1400
КТ 720 КТ 720.00.000 720 1500
КТ 820 КТ 820.00.000 820 1750
КТ 1020 КТ 1020.00.000 1020 2000
КТ 1067 КТ 1067.00.000 1067 2100
КТ 1220 КТ 1220.00.000 1220 2500

Колодец трубный представляет собой в общем виде отсек КИП, установленный на устройстве фиксации и состоит из следующих основных частей:

Установку колодца КТ необходимо проводить в соответствии с руководством по эксплуатации, после установки колодца необходимо провести его испытания на герметичность.

Источник

Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 9 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

7.2.14 Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в 7.2.16) следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных: в таблице 7.9 — при надземной, наземной или комбинированной прокладке нефтепровода и газопровода, в таблице 7.10 — при подземной прокладке трубопроводов.

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм

Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего подземных трубопроводов, м, на землях

несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства; Государственного лесного фонда

сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя)

Св. 400 до 700 включ.

Св. 700 до 1000 включ.

Св. 1000 до 1200 включ. для нефтепроводов и газопроводов

Св. 1000 до 1200 включ. для нефтепроводов или нефтепроводов и продуктопроводов

Для нефтепроводов 1200 и газопроводов 1400

Примечание — Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия, указанные в таблице расстояния допускается уменьшать.

7.2.15 Расстояние между параллельными нитками газопровода и нефтепровода необходимо предусматривать по таблице 7.9 (за исключением случаев, приведенных в 7.2.16).

При параллельной прокладке трубопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать как для трубопровода большого диаметра.

7.2.16 Расстояния между параллельными нитками трубопроводов (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу), прокладываемых в одном техническом коридоре в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в вечномерзлых грунтах), следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее:

— между нефтепроводом и нефтепродуктопроводом — согласно 7.2.13 и 7.2.14;

— между нефтепроводом и газопроводом — 1000 м.

7.2.17 Проектируемые трубопроводы должны располагаться на всем протяжении с одной стороны от существующих трубопроводов при параллельной их прокладке.

7.2.18 Взаимные пересечения проектируемых и действующих трубопроводов допускаются в исключительных случаях при невозможности соблюдения минимальных расстояний от оси магистральных трубопроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий и сооружений.

7.2.19 При прокладке нефтепроводов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов на расстоянии от них менее 500 м при диаметре труб 700 мм и менее 1000 м — при диаметре труб свыше 700 мм, с низовой стороны от трубопровода должно предусматриваться увеличение толщины стенки труб до величины, соответствующей более высокой категории участка или устройство с низовой стороны от нефтепровода канавы, обеспечивающей отвод разлившегося продукта при аварии. Выпуск из низовой канавы должен быть предусмотрен в безопасные для населенных пунктов места.

Трасса нагорных и отводных канав должна предусматриваться по рельефу местности. Складирование вынутого из канавы грунта должно предусматриваться с низовой стороны в виде призмы, которая должна служить дополнительной защитой от продукта в случае его утечки из трубопровода.

С верховой стороны от трубопровода при больших площадях водосбора должна предусматриваться канава для отвода ливневых вод.

7.2.20 В местах пересечений магистральных нефтепроводов с линиями электропередачи напряжением 110 кВ и выше должна предусматриваться только подземная прокладка трубопроводов под углом не менее 60°. При этом трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения, должны приниматься I категории.

7.2.21 Минимальное расстояние от границ технических коридоров трубопроводов до границ проектной застройки городов и других населенных пунктов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера следует принимать не менее 700 м.

В стесненных условиях, когда это расстояние выдержать невозможно, его допускается сокращать до 350 м при условии повышения категорийности таких участков до I категории и принятия дополнительных мер, обеспечивающих безопасную эксплуатацию трубопровода, или до значений, приведенных в таблице 7.4, при отсутствии в районе прокладки трубопроводов вечномерзлых грунтов.

7.2.22 Ширина просеки для прокладки трубопроводов параллельно линии электропередачи 6 и 10 кВ при прохождении по территории лесного фонда принимается как для стесненных участков трассы в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок.

7.3. Конструктивные требования к нефтепроводам

7.3.1 Тепловое изоляционное покрытие, необходимое для обеспечения проектного температурного режима эксплуатации нефтепровода, должно определяться в соответствии с требованиями, изложенными в 7.8.

7.3.2 При установке запорной арматуры в зависимости от номинального давления и условного прохода должны применяться следующие типы соединения с трубопроводом:

а) сварное — для задвижек с условным проходом от 200 до 1200 мм и номинальным давлением от 1,6 до 15,0 МПа;

1) для задвижек с условным проходом от 200 до 1200 мм и номинальным давлением не более 1,6 МПа;

2) для задвижек с условным проходом от 200 до 250 мм включительно и номинальным давлением от 1,6 до 15,0 МПа.

Запорная арматура должна быть шиберного типа.

7.3.3 Допустимые радиусы изгиба нефтепровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом по 6.14.26 настоящего РД из условия деформативности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения.

Минимальный радиус поворота нефтепровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров.

7.3.4 Длина катушек (прямых вставок), ввариваемых в нефтепровод, должна быть не менее диаметра трубопровода.

7.3.5 На нефтепроводе должны быть предусмотрены камеры пуска и приема очистных и разделительных устройств.

На подводных переходах нефтепроводов камеры пуска и приема СОД должны предусматриваться на резервных нитках и устанавливаться за границами перехода, на расстоянии от уреза воды (при среднем меженном горизонте) не менее 1000 м и на отметках выше горизонта высоких вод 10 % обеспеченности.

Нефтепровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь нефтепровода узлов или деталей.

Читайте также:  Как может действовать на человека низкое атмосферное давление

Проектирование узлов запуска, пропуска и приема средств очистки и диагностики должно выполняться в соответствии с РД-16.01-60.30.00-КТН.

7.3.6 При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного нефтепровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного нефтепровода, должны предусматриваться решетки, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

Решетки тройников должны изготавливаться в соответствии с требованиями ОТТ-08.00-60.30.00-КТН.

7.3.7 В местах примыкания магистральных нефтепроводов к нефтепроводам насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды, оборудованных резервными нитками, перемычкам и узлам подключения нефтепроводов должна быть определена величина продольных перемещений примыкающих участков нефтепроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к нефтепроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода должны предусматриваться специальные мероприятия, в том числе установку открытых компенсаторов П-образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов-упоров.

При прокладке подземных нефтепроводов диаметром 1000 мм и более в грунтах с низкой защемляющей способностью по результатам расчета 6.14.28 настоящего РД в проекте должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечению устойчивости нефтепровода (увеличение глубины заложения, уменьшение положительного температурного перепада, увеличение радиуса упругого изгиба).

7.3.8 Параллельно прокладываемые нефтепроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками с задвижками. Места установки перемычек должны выбираться вблизи узлов запорной арматуры из условия обеспечения минимального значения средней длины отключаемого при авариях участка.

7.3.9 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 — 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости на расстоянии не более 500 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

Ось щита-указателя должна располагаться в вертикальной плоскости проходящей через ось нефтепровода

На щите-указателе должны быть приведены:

— наименование нефтепровода или входящего в его состав сооружения;

— местоположение оси нефтепровода от основания знака;

— привязка знака на трассе (км);

— охранная зона нефтепровода, телефоны и адрес организации, эксплуатирующей данный участок нефтепровода.

7.3.10 Трасса нефтепровода в местах переходов через железные и автомобильные дороги и водные препятствия, у линейной арматуры и на опасных участках, должна быть четко обозначена на местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами).

Опознавательными и предупредительными знаками должно быть обозначено местоположение коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре. Установку знаков необходимо оформлять совместным актом владельцев коммуникаций технического коридора и землепользователей.

7.3.11 На трассе нефтепроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

7.3.12 Постоянные геодезические знаки (реперы) должны быть свайного типа, либо винтовыми, основания которых закладываются ниже глубины промерзания грунта для предотвращения морозного выпучивания.

7.3.13 Все стальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, должны иметь антикоррозийное атмосферостойкое покрытие в соответствии требования 7.7 настоящего РД.

7.3.14 С обеих сторон линейной запорной арматуры должны устанавливаться манометры и вантузы. Сигнализаторы прохождения СОД должны устанавливаться за запорной арматурой по потоку нефти.

Проектирование узлов запорной арматуры должно выполняться в соответствии с «Типовыми проектами узлов линейных задвижек с колодцами и оборудованием КИП и А Ду 700, 800, 1000, 1200 мм».

7.3.15 Арматура и мощность привода должны обеспечивать открытие/закрытие арматуры при остановке нефтепровода при перепаде рабочего давления на затворе на месте установки, который указывается при заказе арматуры. Величина перепада рабочего давления должна рассчитываться и указываться в проекте.

7.3.16 Герметичность в затворе арматуры должна соответствовать требованиям класса «А» по ГОСТ 9544.

7.3.17 На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться узлы пуска-приема СОД. Проектирование узлов СОД должно выполняться в соответствии с «Типовыми проектами узлов пуска-приема СОД». Узлы пуска-приема СОД должны устанавливаться на НПС с учетом максимального развития нефтепровода с расстоянием между ними не более:

— 120 км для нефтепроводов с уловным диаметром до 400 мм,

— 280 км для нефтепроводов с уловным диаметром от 500 до 1200 мм.

Узлы пуска-приема СОД должны также предусматриваться на лупингах и ответвлениях протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности.

7.3.18 Схемы узлов пуска-приема СОД в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: прием и пуск, только пуск или только прием СОД.

7.3.19 НПС, на которых не предусматривается пуск и прием СОД, должны иметь узлы пропуска СОД, обвязка которых позволяет осуществлять пропуск СОД, как с остановкой, так и без остановки НПС.

7.3.20 Устройство вертолетных площадок должно предусматриваться на каждой НПС, при отсутствии постоянного подъезда — на площадках камер приема-пуска СОД и линейных задвижках.

7.3.21 Размещение запорной и другой арматуры на нефтепроводах. На нефтепроводах должна предусматриваться установка запорной арматуры на расстоянии определяемого расчетом, но не более 30 км.

Кроме того установка запорной арматуры должна предусматриваться:

— на обоих границах переходов МН через водные преграды, согласно требованиям 7.5.23;

— в начале каждого ответвления от нефтепровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

— в зависимости от рельефа местности на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, на расстоянии от них менее 500 м для труб диаметром до 700 мм включительно и менее 1000 м — для труб диаметром свыше 700 мм;

— на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

— на узлах подключения к НПС;

— на узлах подключения резервных ниток подводных переходов;

— при прокладке нефтепроводов в тоннеле, на каждом нефтепроводе в начале и конце тоннельного перехода;

— на узлах приема, пуска и пропуска средств очистки и диагностики (СОД).

Примечание — На участках линейной части протяженностью более 30 км, образовавшихся после расстановки арматуры в соответствии с требованиями настоящего пункта, необходимо установить арматуру на расстояниях не более 30 км, так чтобы минимизировать объем истечения (стока) нефти из нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек.

7.3.22 Не допускается установка запорной арматуры в зонах АТР и на расстоянии менее 200 м от границы зоны.

7.3.23 Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

7.3.24 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

7.3.25 На участках нефтепроводов примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в нефтепроводах в местах их перехода через водные преграды.

7.3.26 Проектирование узлов линейных задвижек должно осуществляться с учетом требований ОТТ-23.060.30-КТН-263-06.

Узел запорной арматуры должен состоять из:

Читайте также:  Каким лекарством сбить артериальное давление

— задвижки на фундаменте;

— узла отбора давления в колодце до и после задвижки;

— сигнализатора прохождения СОД в колодце КИП после задвижки;

— пункта контроля управления;

— ограждения узла запорной арматуры;

— защитного обвалования (для запорной арматуры ППМН);

— освещения (для запорной арматуры ППМН);

— охранная сигнализация (радиоволновые, вибрационные средства обнаружения, а при необходимости — системы видео-наблюдения);

— обозначения узла запорной арматуры.

Фундамент запорной арматуры должен выполняться из монолитного или сборного железобетона.

7.3.27 На линейной части нефтепровода должна быть предусмотрена установка вантузов:

— вантузы на линейной части магистрального нефтепровода должны устанавливаться на высоких точках по рельефу местности и использоваться для впуска и выпуска воздуха при освобождении и выпуска при заполнении нефтепровода нефтью;

— вантузы устанавливаемые у линейных задвижек (с двух сторон от задвижки в пределах ограждения узла запорной арматуры), должны быть предназначены для подключения насосных агрегатов и обеспечения откачки (закачки) нефти при освобождении нефтепровода в период выполнения плановых и ремонтных работ;

— вантузы на ППМН для проверки герметичности береговых задвижек и снижения до статического давления в отключенной нитке. Вантуз должен располагаться в пределах ограждения береговой задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку. На резервных нитках, оборудованных узлами пуска и приема СОД, вантузы не устанавливаются.

Вантузы относятся к постоянным устройствам линейной части нефтепровода, должны устанавливаться вертикально под прямым углом к оси трубопровода, и располагаться в металлических колодцах, установленных подземно. При использовании вантуза на патрубок устанавливается запорная арматура, в остальной период времени вантуз должен находиться в заглушенном состоянии (вантузная запорная арматура демонтирована).

Трубопровод в местах установки вантузов должен иметь глубину заложения, которое обеспечивает расстояние от крышки колодца до поверхности земли, не менее 0,6 м.

Для вновь сооружаемых нефтепроводов вантуз должен состоять из следующих конструктивных элементов:

— тройник заводского изготовления с отводом наружным диаметром, равным диаметру патрубка вантуза;

— патрубок вантуза с пробкой и фланцем для установки вантузной запорной арматуры;

— пробка для герметизации патрубка;

— вантузная запорная арматура;

Вантузы должны размещаться в отдельных металлических колодцах из стальных труб, с герметичной крышкой, с установкой запорного устройства. При открытии (закрытии) крышки колодца должно исключаться искрообразование.

Колодцы должны быть герметичными от проникновения грунтовых и поверхностных вод, оборудованы сигнализаторами открытия крышек колодцев с передачей информации в диспетчерский пункт. Колодец должен быть изготовлен в заводских условиях.

7.3.28 Установка изолирующих вставок (фланцы, муфты и др.) должна быть предусмотрена для электрического разъединения магистрали и:

— ответвлений от нее;

— нефтепроводов подключения нефтеперекачивающих станций.

7.3.29 На нефтепроводах должны использоваться изолирующие вставки (фланцы, муфты и т. п.) согласно требованиям ГОСТ 9.602.

При применении изолирующих вставок необходимо принять меры, исключающие возникновение вредного влияния электрохимической защиты на электроизолированную часть нефтепровода и сооружений, имеющих металлический контакт с ним.

7.3.30 При проектировании должна быть предусмотрена на линейной части и подводных переходах установка системы обнаружения утечек (СОУ) нефти из нефтепровода и КПП СОД.

7.3.31 На участках нефтепровода, где статический напор превышает давление по эпюре рабочих давлений, должен быть выполнен технико-экономический расчет по определению целесообразности установки станции защиты или повышения несущей способности труб.

Станция защиты должна включать регуляторы, поддерживающие давление после себя не выше заданного, резервуары аварийного сброса и насоса для их опорожнения, предохранительные устройства для сброса нефти в резервуары.

Эпюра рабочего давления для этих участков строится с учетом снижения давления на станции защиты.

7.3.32 Для предотвращения образования самотечных участков в проекте должна предусматриваться установка после перевальных точек регуляторов давления. Регуляторы должны поддерживать напор в перевальной точке не ниже 10 м.

7.3.33 Подключение других нефтепроводов для закачки нефти в проектируемый магистральный нефтепровод должно выполняться только на НПС по следующим схемам:

— на НПС с РП — подача нефти в резервуарный парк;

— на НПС без РП — подача нефти на прием магистральной насосной.

7.3.34 Для увеличения пропускной способности действующих нефтепроводов должно применяться:

— увеличение числа насосных станций;

— повышение несущей способности нефтепровода, соответствующее увеличению рабочего давления;

— строительство лупингов или вставок;

— комбинацию перечисленных способов.

Выбор способа увеличения пропускной способности определяется технико-экономическим расчетом.

7.4. Подземная прокладка нефтепроводов

7.4.1 Заглубление нефтепроводов до верха трубы, м должно приниматься не менее:

— при условном диаметре менее 1000 мм. 0,8

1000 мм и более (до 1200 мм) . 1,0

— на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению. 1,1

— в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований. 1,0

— в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин 0,6

— на пахотных и орошаемых землях. 1,0

— при пересечении оросительных и осушительных каналов (от дна канала) . 1,1

Заглубление нефтепроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемой нефти в соответствии с указаниями, изложенными в 6.14.

Примечание — Заглубление нефтепровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

7.4.2 Заглубление нефтепроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость нефтепроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниями 7.8.

7.4.3 Ширина траншеи понизу должна назначаться не менее:

D + 300 мм — для нефтепроводов диаметром до 700 мм;

1,5 ´ D — для нефтепроводов диаметром 700 мм и более. При диаметрах нефтепроводов 1200 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D + 500 мм, где D — условный диаметр нефтепровода.

При балластировке нефтепроводов грузами ширина траншеи должна назначаться из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.

7.4.4 При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 0,6 м, а пересечение выполняться под углом не менее 60°.

Пересечение между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация) должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*. При пересечении водопровод должен располагаться выше нефтепровода, канализация — ниже нефтепровода.

При пересечении нефтепроводами кабелей различного назначения расстояния по вертикали (в свету) должны быть не менее:

— между нефтепроводами и силовыми кабелями напряжением до 35 кВ и кабелями связи — 0,5 м;

— между силовыми кабелями напряжением кВ и нефтепроводами — 1 м.

При прокладке инженерных сетей в кожухе расстояние должно быть не менее 0,35 м.

7.4.5 Для нефтепроводов диаметром 1000 мм и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние должны срезаться до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного нефтепровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси нефтепровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т. д.).

Читайте также:  Может ли произойти инсульт при пониженном давлении

При проектировании нефтепроводов диаметром 700 мм и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки нефтепровода.

7.4.6 При прокладке нефтепроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами должно предусматриваться устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 20 см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки нефтепровода мягким грунтом на толщину 20 см с послойным уплотнением грунта присыпки в пазухах или при засыпке с применением специальных устройств (скальный лист).

7.4.7 При прокладке нефтепроводов по направлению уклона местности свыше 20 % должно предусматриваться устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

7.4.8 При проектировании нефтепроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от нефтепровода.

7.4.9 При расчете на деформативность подземных нефтепроводов для районов с грунтовыми условиями в которых возможная просадка грунтов от их собственного веса на уровне нижней образующей нефтепровода превышает 5 см должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

7.4.10 При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию нефтепроводов, должны предусматриваться мероприятия по их укреплению.

7.4.11 В проекте должны быть предусмотрены противооползневые и противоэрозионные мероприятия.

7.4.12 Прокладка нефтепроводов в горных условиях. В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом местности должна предусматриваться прокладка нефтепровода в долинах рек вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков.

7.4.13 В оползневых районах при малой толщине сползающего слоя грунта должна предусматриваться подземная прокладка с заглублением нефтепровода ниже плоскости скольжения.

Оползневые участки большой протяженности необходимо обходить выше оползневого склона.

7.4.14 При подземной прокладке через селевой поток или конус выноса укладка нефтепровода должна предусматриваться на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла при 5 % обеспеченности. При пересечении конусов выноса укладка нефтепровода предусматривается по кривой, огибающей внешнюю поверхность конуса на глубине ниже возможного размыва в пределах блуждания русел.

Выбор типа прокладки нефтепроводов и проектных решений по их защите при пересечении селевых потоков должен осуществляться с учетом обеспечения работоспособности нефтепроводов.

Для защиты нефтепроводов при прокладке их в указанных районах могут предусматриваться уполаживание склонов, водозащитные устройства, дренирование подземных вод, сооружение подпорных стен, контрфорсов.

7.4.15 При подземном пересечении курумов нефтепровод должен прокладываться на 0,5 м ниже глубины сезонного оттаивания.

7.4.16 При проектировании нефтепроводов, укладка которых должна производиться на косогорах с поперечным уклоном от 8° до 11°, необходимо предусматривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы (полки).

Устройство полки в этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки насыпи непосредственно на косогоре.

7.4.17 При поперечном уклоне косогора с 12° до 18° необходимо предусматривать, с учетом свойств грунта, уступы для предотвращения сползания грунта по косогору.

На косогорах с поперечным уклоном свыше 18° полки предусматриваются только за счет срезки грунта.

Во всех случаях насыпной грунт должен быть использован для устройства проезда на период производства строительно-монтажных работ и последующей эксплуатации нефтепровода при соблюдении следующего условия:

(7.1)

где aк — угол наклона косогора, град;

jгр — угол внутреннего трения грунта насыпи, град;

nу — коэффициент запаса устойчивости насыпи против сползания, принимаемый равным 1,4.

Для нефтепроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном свыше 35°, должно предусматриваться устройство подпорных стен.

7.4.18 Траншея для укладки нефтепровода должна предусматриваться в материковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии, обеспечивающем нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностных вод у подошвы откоса, как правило, должен предусматриваться кювет с продольным уклоном не менее 0,2 %. В этом случае полке откоса придается уклон 2 % в обе стороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее 2 % в сторону откоса.

Ширина полки должна назначаться из условия производства работ, возможности устройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны нефтепровода, а также с учетом местных условий.

7.4.19 При прокладке в горной местности двух параллельных ниток нефтепроводов и более должны предусматриваться раздельные полки или укладка ниток на одной полке.

При укладке на одной полке двух нефтепроводов и более расстояние между нитками может быть уменьшено при соответствующем обосновании до 3 м. При этом все нефтепроводы должны быть отнесены к I категории.

Допускается прокладка двух нефтепроводов диаметром 300 мм и менее в одной траншее.

7.4.20 При проектировании нефтепроводов по узким гребням водоразделов должна предусматриваться срезка грунта на ширине от 8 до 12 м с обеспечением уклона 2 % в одну или в обе стороны.

При прокладке вдоль нефтепроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.

7.4.21 В особо стесненных районах горной местности допускается предусматривать прокладку нефтепроводов в специально построенных тоннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна быть обоснована в проекте.

Вентиляция тоннелей должна предусматриваться естественной. Для контроля за газовой средой в тоннеле должно предусматриваться размещение газоанализаторов, реагирующих на образование взрывоопасных концентраций горючих газов, паров и их смесей в воздухе.

7.4.22 Прокладка нефтепроводов в районах шахтных разработок. При проектировании нефтепроводов, предназначенных для строительства на территориях, где проводится или планируется проведение горных выработок, воздействие деформации земной поверхности на нефтепроводы должно учитываться при расчете нефтепроводов на прочность в соответствии с требованиями, изложенными в 7.8.

7.4.23 Строительство нефтепроводов допускается осуществлять в любых горно-геологических условиях, имеющих место на подрабатываемых территориях.

Трасса нефтепроводов на подрабатываемых территориях должна быть увязана с планами производства горных работ и предусматриваться преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также по территориям, подработка которых намечается на более позднее время.

7.4.24 Пересечение шахтных полей нефтепроводами должно предусматриваться:

— на пологопадающих пластах — вкрест простирания;

— на крутопадающих пластах — по простиранию пласта.

7.4.25 Конструктивные мероприятия по защите подземных нефтепроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатам расчета нефтепроводов на прочность и осуществляться путем увеличения деформативной способности нефтепроводов в продольном направлении за счет применения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом. Расстояния между компенсаторами устанавливаются расчетом в соответствии с указаниями 7.8.

Источник

Adblock
detector