мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;
подсыпка грунта и замена пучинистых грунтов на непучинистые;
дренаж и сток вод;
выравнивание и уплотнение грунтового валика над трубопроводом.
9.9. При прокладке трубопроводов на вечномерзлых грунтах на участках с льдистостью менее 0,1 допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. На участках с таликами рекомендуется грунты основания использовать в талом состоянии. Допускается многолетнее промораживание талых непучинистых грунтов при прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой.
9.10. На участках трассы трубопроводов, прокладываемых в пределах урочищ с интенсивным проявлением криогенного пучения, необходимо предусматривать проектные решения по предупреждению деформаций оснований (уменьшение глубины сезонного оттаивания, устройство противопучинистых подушек и т. п.) .
Эрозирующие овраги и промоины, расположенные вблизи трассы трубопроводов, должны быть укреплены.
9.11. Требования по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.
9.12. Требования к гидравлическим испытаниям и рекультивации должны регламентироваться в проекте в виде самостоятельных подразделов.
9.13. Для трубопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и морских районах, прилегающих к северному побережью СССР, в проекте должны предусматриваться дополнительные мероприятия по охране природы в этих районах согласно Указу Президиума Верховного Совета СССР от 26 ноября 1984 г. № 1398-Х?? „Об усилении охраны природы в районах Крайнего Севера и морских районах, прилегающих к северному побережью СССР" и другому действующему законодательству Союза ССР и РСФСР об охране природы, законодательству Союза ССР об экономической зоне СССР и о континентальном шельфе СССР.
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 и нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
10.2. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ
ЗАЩИТНЫМИ ПОКРЫТИЯМИ
10.3. Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии, независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.
10.4. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.
Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:
южнее 50 ° северной широты;
в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);
в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;
на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании, в соответствии с табл. 3 и 4;
на пересечениях с различными трубопроводами — по 20 м в обе стороны от места пересечения;
на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака; на участках блуждающих токов; на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313К (40° С) и выше;
на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также границ населенных пунктов и промышленных предприятий.
Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.
ЗАЩИТА НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ АТМОСФЕРНОЙ
КОРРОЗИИ
10.5. Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.
10.6. 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 ( ТУ 25-06.2500-83 ) или МТ-ЗЗН (ТУ 25-06.1874-78), а по сплошности - искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа „Крона-1Р" (ТУ 25-06.2515-83).
10.7. Толщина стеклоэмалевых покрытий (ОСТ 26-01-1-79) должна быть не менее 0,5 мм, сплошность — не менее 2 кВ на толщину.
Примечание. Контроль стеклоэмалевых покрытий следует производить приборами, указанными в п. 10.6.
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-З или ПАК-4 и иметь толщину в пределах 0,2— 0,5 мм.
10.9. Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП ??????-23-76.
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ
ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ
10.10. В условиях повышенной коррозионной опасности: в солончаках с сопротивлением грунтов до 20 Ом.м, на участках, где не менее 6 мес в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40 °С и выше следует предусматривать, как правило, резервирование средств электрохимической защиты.
10.11. Контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.
10.12. В качестве токоотводов заземляющих устройств следует использовать, как правило, протекторы, количество которых определяется расчетом с учетом срока службы и допустимого значения сопротивления растеканию защитного заземления, определяемого ПУЭ, утвержденными Минэнерго СССР.
10.13. Установку анодных заземлений и протекторов следует предусматривать ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.
10.14. В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.
10.15. Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжения.
10.16. При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 мм2 (по меди).
10.17. При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи (по ГОСТ 11255-75) должна быть не более 10 мм.
10.18. Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.
10.19. На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление-установка катодной защиты—трубопровод следует предусматривать применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.
10.20. Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществляться по II категории от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.
10.21. Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-67.
10.22. Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следует проектировать согласно ГОСТ 9.015—74.
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ
10.23. Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться электрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.
10.24. Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых грунт промерзает в зимний период („холодные" участки) .
10.25. При отсутствии источников электроэнергии допускается применять на „холодных" участках вместо катодных станций протяженные протекторы.
10.26. Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускается применять на любых участках трубопровода, где грунт вокруг него находится в талом состоянии.
10.27. В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинные анодные заземления.
10.28. Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть не менее 10, а глубинных - не менее 20 лет.
10.29. Минимальный защитный потенциал Uминt при температуре грунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1 °С), в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле
(18)
где Uмин18 — минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18 °С (при отсутствии опасности бактериальной коррозии Uмин18 = -0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);
tr - температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, °С;
??u— температурный коэффициент потенциала, °С (для температуры грунта 0—18 °С ??u = 0,003; для температуры грунта 18-30 °С ??u = 0,01) .
В интервале температур транспортируемого продукта от минус 5 до минус 1 °С Uминt= Uмин 1°с, а в интервале температур ±1 °С Uминt =- 0,85 В.
10.30. Трубопроводы, температура стенок и грунта вокруг которых в процессе эксплуатации не превышает минус 5 °С, электрохимической защите не подлежат.
11.1. Линии технологической связи трубопроводов служат для централизованного управления их работой и являются технической базой для автоматизированной системы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса.
11.2. Проектирование линий технологической связи трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию линий связи, утвержденных Мингазпромом, Миннефтепромом, Минсвязи СССР и Госкомнефтепродуктом СССР в установленном порядке, и настоящего раздела.
11.3. Технологическая связь трубопроводов должна обеспечивать:
магистральную связь центральных диспетчерских пунктов Мингазпрома, Миннефтепрома или Госкомнефтепродукта СССР с диспетчерскими пунктами объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов;
магистральную диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов с диспетчерскими пунктами линейных производственных управлений магистральных трубопроводов, КС и НПС, ГРС, наливных станций, ПХГ и нефтяных промыслов;
диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных трубопроводов с подчиненными им КС или НПС, ГРС или наливными станциями, ремонтно-восстановительными и эксплуатационными службами трубопровода, пунктами замера транспортируемого продукта, линейными ремонтерами (обходчиками), а также с ПХГ и головными сооружениями промыслов;
линейную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных трубопроводов со специальными транспортными средствами и ремонтными бригадами, работающими на трассе трубопровода;
оперативно-производственную телефонную и телеграфную связь Мингазпрома или Миннефтепрома с управлениями магистральных трубопроводов и объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов; объединений (управлений) с подчиненными им службами, а также смежных объединений (управлений) между собой;
телефонную связь сетевых совещаний Мингазпрома и Миннефтепрома с объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа, нефти и нефтепродуктов, управлениями магистральных трубопроводов, основными эксплуатационными службами трубопровода, промыслами, ПХГ;
местную связь промышленных площадок и жилых поселков, а также с пожарной охраной и возможностью выхода на каналы Минсвязи СССР и других министерств и ведомств;
каналы связи для центральной и линейной телемеханики;
каналы связи для автоматизированной системы управления (АСУ).
Примечания: 1. Связь ГРС с потребителем газа осуществляется средствами местной телефонной связи, строительство которой выполняет потребитель газа. В состав строительства технологической связи газопровода средства местной телефонной связи не входят.
2. Для организации оперативно-производственной телеграфной связи используются, как правило, устройства, входящие в автоматизированную систему управления газопроводом.
11.4. Магистральные линии технологической связи трубопроводов следует предусматривать в виде кабельных или радиорелейных линий, проходящих вдоль трубопровода на всем его протяжении, с отводами к местам расположения трубопроводной арматуры и оборудования.
Соединительные линии связи следует предусматривать в виде кабельных и радиорелейных линий.
Сеть местной связи промышленных площадок и жилых поселков надлежит предусматривать в виде кабельных или воздушных линий.
