Очистка полости трубопроводов

7.2.1 Полость трубопровода до испытания должна быть очищена от окалины, сварочных огарков и шлаков, а также от случайно попавших при строительстве внутрь трубопроводов грунта, воды и различных предметов.

7.2.2 Очистка полости подземных трубопроводов должна производиться после укладки и засыпки; наземных - после укладки и обвалования; надземных - после укладки и крепления на опорах.

7.2.3 Очистка полости трубопроводов выполняется одним из следующих способов:

- промывкой с пропуском очистных устройств (скребков, поршней или поршней-разделителей);

- продувкой с пропуском очистных устройств;

- продувкой без пропуска очистных устройств.

7.2.4 Трубопроводы, монтируемые в нитку с применением внутреннего центратора, следует подвергать предварительной очистке в процессе монтажа путем протаскивания очистного устройства вместе с центратором. На трубопроводах, монтируемых без применения внутренних центраторов, следует производить предварительную очистку полости протаскиванием специальных очистных устройств в процессе сборки трубопровода в нитку.

7.2.5 Промывке с пропуском очистных или разделительных поршней следует подвергать трубопроводы, испытание которых предусмотрено в проекте гидравлическим способом.

7.2.6 При промывке трубопроводов перед очистными или разделителями поршнями для смачивания и размыва загрязнений должна быть залита вода в объеме 10-15% от объема полости очищаемого участка.

Скорость перемещения очистных устройств при промывке должна быть не менее 1 км/ч.

7.2.7 Продувке с пропуском очистных поршней должны подвергаться трубопроводы номинальным диаметром DN 200 и более, укладываемые подземно и наземно.

7.2.8 При продувке очистные поршни пропускаются по участкам трубопровода протяженностью не более, чем расстояние между соседней линейной арматурой.

Скорость движения очистных поршней не должна превышать 20 км/ч.

Перемещение поршней осуществляется под давлением сжатого воздуха, поступающего из ресивера, создаваемого на прилегающем участке, или непосредственно от высокопроизводительных компрессорных установок.

7.2.9 На трубопроводах, монтируемых на опорах, продувка должна проводиться с пропуском очистных поршней под давлением сжатого воздуха со скоростью не более 10 км/ч. После пропуска очистных поршней окончательное удаление загрязнений должно быть выполнено продувкой без пропуска очистных устройств.

7.2.10 Продувке без пропуска очистных поршней подвергаются трубопроводы номинальным диаметром менее DN 200. Очистка полости трубопровода достигается скоростным потоком воздуха, подаваемым из ресивера, созданного на прилегающем участке, или непосредственно от компрессорной установки.

Протяженность участка трубопровода, продуваемого без пропуска очистных поршней, не должна превышать 5 км.

7.2.11 Продувка считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха.

Если после вылета очистного устройства из трубопровода выходит струя загрязненного воздуха, необходимо провести дополнительную продувку участка.

Если после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит вода, по трубопроводу дополнительно следует пропустить поршни-разделители.

7.2.12 При продувке трубопровода пропуск и выпуск загрязнений и очистных устройств через линейную арматуру запрещаются.

7.2.13 Очистку полости переходов трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с помощью подводно-технических средств, следует производить до укладки плети промывкой с пропуском поршней в процессе заполнения водой на первом этапе гидравлического испытания или протягиванием очистного устройства в процессе производства сварочно-монтажных работ.

7.2.14 При застревании в трубопроводе в процессе продувки или промывки очистного устройства подрядчик должен под контролем представителей комиссии по испытанию, выявить и устранить дефект трубопровода. Участок трубопровода подлежит повторной продувке или промывке, калибровке или профилеметрии.

Для определения местоположения застрявшего в трубопроводе очистного устройства последнее должно быть оборудовано устройством обнаружения (трансмиттером).

7.2.15 После очистки полости трубопровода любым из указанных способов на концах очищенного участка следует устанавливать временные инвентарные заглушки.

Испытание трубопроводов

7.3.1 Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

7.3.2 Испытание трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить гидравлическим или пневматическим способами для газопроводов и гидравлическим способом для нефте- и нефтепродуктопроводов.

Испытания газопроводов в горной и пересеченной местности разрешается проводить комбинированным способом (воздухом и водой).

Гидравлическое испытание трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания.

7.3.3 Способы испытания, границы участков, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, в которой указаны места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, а также пункты подачи воздуха и обустройство временных коммуникаций определяются проектом.

Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания и комбинированного способа, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

7.3.4 В зависимости от категорий участков трубопроводов и их назначения этапы, величины давлений и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность следует принимать по таблице 29.

7.3.5 Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральный трубопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой.

Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.

7.3.6 Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.

7.3.7 При пневматическом испытании заполнение трубопровода и подъем давления в нем до испытательного (Р_исп) должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных кранах.

7.3.8 Для выявления утечек воздуха в процессе закачки его в трубопровод следует добавлять одорант.

7.3.9 При пневматическом испытании подъем давления в трубопроводе следует производить плавно (не более 0,3 МПа в час), с осмотром трассы при величине давления, равного 0,3 Р_исп, но не выше 2,0 МПа. На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением трубопровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч. при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных кранах. Затем следует снизить давление до рабочего (Р_раб), после чего закрыть краны байпасных линий и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры величины давления в течение времени не менее 12 ч.

7.3.10 При подъеме давления от 0,3 Р_исп до Р_исп и в течение 12 ч. при стабилизации давления температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.

Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки трубопровода на герметичность.

7.3.11 При заполнении трубопровода водой для гидравлического испытания из полости трубопровода должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

7.3.12 Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1% за 12 ч.

7.3.13 При обнаружении утечек участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

 

Таблица 29 - Требования к испытаниям на прочность магистральных трубопроводов

 

Назначение участков магистральных трубопроводов	Этапы испытания на прочность	Давление испытания на прочность	Продолжительность (ч) при испытании на прочность
гидравлическим способом	пневматическим способом	гидравлическим способом	пневматическим способом
в верхней точке (не менее)	в нижней точке
Газопроводы внутри зданий и в пределах территорий компрессорных и распределительных станций, станции подземного хранения газа, а также трубопроводы топливного и пускового газа	В один этап - после укладки и засыпки или крепления на опорах (при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами)	-	Рзав(I)	Не испытываются		-
Переходы нефте- и нефтепродуктопроводов через вечные преграды и прилегающие прибрежные участки	1-й этап - после сварки на стапеле или площадке, но до изоляции стыков (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств и методом ННБ)	-	Рзав(І) или Рзав(ІІ)	Не испытываются		-
2-й этап - после укладки, но до засыпки для трубопроводов категорий:
I	1,5Рраб	Не более Рзав(І)	»		-
II	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	»		-
3-й этап - одновременно с прилегающими участками категорий:
II	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	»		-
III	1,1Рраб	Не более Рзав(Ш)	»		-
Нефте- и нефтепродуктопроводы внутри зданий и в пределах территорий перекачивающих насосных станций	В один этап - после укладки и засыпки или крепления на опорах (при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами)	-	Рзав(ІІ)	Не испытываются		-
Узлы подключения перекачивающих насосных и компрессорных станций, всасывающие и нагнетающие трубопроводы, а также узлы пуска и приема очистных устройств между охранными кранами газопроводов или между задвижками нефте- и нефтепродуктопроводов	1 -и этап - после укладки и засыпки или крепления на опорах	-	Рзав(ІІ)	Не испытываются		-
2-й этап - одновременно с прилегающими участками категорий:
2-й этап - одновременно с прилегающими участками категории:
II	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	»		-
III	1,1Рраб	Не более Рзав(III)	»		-
Переходы магистральных газопроводов через водные преграды и прилегающие прибрежные участки	1-й этап - после сварки на стапеле или на площадке, но до изоляции стыков (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств и методом ННБ)	-	Рзав(ІІ)	Не испытываются		-
2-й этан - после укладки, но до засыпки	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	1,1Рраб
3-й этап - одновременно с прилегающими участками категорий:
II	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	1,1Рраб
III	1,1Рраб	Не более Рзав(III)	1,1Рраб
Переходы через железнодорожные и автомобильные дороги; пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более	1-й этап - до или после укладки и засыпки или крепления на опорах 2-й этап - одновременно с прилегающими участками категорий:
II	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	1,1Рраб (только газопроводы)
III	1,1Рраб	Не более Рзав(II-III)	1,1Рраб (только газопроводы)
Переходы газо-, нефте- и нефтепродуктопроводов через болота III типа	В один этап (если требования об испытании в два этапа специально не оговорены проектом) - одновременно с прилегающими участками категорий:				:
II	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	1,1Рраб (только газопроводы)
III	1,1Рраб	Не более Рзав(II-III)	1,1Рраб (только газопроводы)
Участки нефте- и нефтепродуктопроводов протяженностью не менее расстояния между соседними линейными задвижками	1-ый этап - после укладки и засыпки или крепления на опорах	1,25 Pраб	Не более Pзав(II)	Не испытываются		-
2-й этап - одновременно с прилегающими участками категорий
II	1,25Рраб	Не более Рзав(ІІ)	Не испытываются		-
III	1,1Рраб	Не более Рзав(II-III)	Не испытываются		-
В один этап - одновременно со всем трубопроводом	1,1Рраб	Не более Рзав(II-III)	1,1Рраб (только газопроводы)
Трубопроводы или их участки кроме указанных выше	В один этап - одновременно со всем трубопроводом	1,1Рраб	Не более Рзав(II-III)	1,1Рраб (только газопроводы)

 

7.3.14 После испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

7.3.15 Полное удаление воды из газопроводов должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха.

Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды из газопроводов должна быть в пределах (3-10) км/ч.

7.3.16 Результаты удаления воды из газопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел из газопровода неразрушенным. В противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей по газопроводу необходимо повторить.

7.3.17 По требованию заказчика газопроводы перед заполнением природным газом или азотом (при пуске в эксплуатацию или при консервации) должны быть осушены продувкой сухим воздухом до температуры точки росы минус 20ºC.

7.3.18 Полное удаление воды из нефте- и нефтепродуктопровода производится одним поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта, или самим транспортируемым продуктом.

При отсутствии продукта к моменту окончания испытания удаление воды производится двумя поршнями-разделителями, перемещаемыми под давлением сжатого воздуха.

7.3.19 Способ удаления воды из нефте- и нефтепродуктопроводов устанавливается заказчиком, который обеспечивает своевременную подачу нефти или нефтепродукта.

Заполнение трубопровода на участках переходов через водные преграды нефтью или нефтепродуктом должно производиться таким образом, чтобы полностью исключить возможность поступления в полость трубопровода воздуха.

7.3.20 При всех способах испытания на прочность и проверки на герметичность для измерения давления должны применяться поверенные, опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне опасной зоны.

7.3.21 О производстве и результатах очистки полости, а также испытаниях трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность необходимо составить акты.

 

 

8. Охрана окружающей среды

 

8.1 Требования по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

8.2 При подземной и наземной (в насыпи) прокладках трубопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений - перемычки, предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдоль трубопровода.

8.3 При прокладке трубопроводов в земляных насыпях на пересечениях через балки, овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропускных сооружений (лотков, труб и т.п.) Поперечное сечение водопропускных сооружений следует определять по максимальному расходу воды повторяемостью один раз в 50 лет.

8.4 Крепление незатопляемых берегов в местах пересечения подземными трубопроводами следует предусматривать до отметки, возвышающейся не менее, чем на 0,5 м над расчетным паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м - над высотой вкатывания волн на откос.

На затопляемых берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем к откосу, длиной 1-5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости от геологических и гидрогеологических условий.

8.5 Проектные решения по прокладке в оползневых районах должны:

- приниматься из условия исключения возможного нарушения природных условий (глубокие забивные и буронабивные сваи или столбы и т.п.);

- охватывать весь комплекс противооползневых мероприятий (для особо охраняемых территорий, водных объектов и т.п. должны предусматриваться устройства, контролирующие безопасные изменения),

- содержать информацию о пределах допустимых изменений параметров, характеризующих безопасность трубопроводов при сооружении и последующей эксплуатации.

8.6 При прокладке трубопроводов по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов проектом должны предусматриваться:

- специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений; мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;

- подсыпка грунта и замена пучинистых грунтов на непучинистые;

- дренаж и отвод сточных вод;

- выравнивание и уплотнение грунтового валика над трубопроводом.

8.7 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.).

Эродирующие овраги и промоины, расположенные вблизи трассы трубопроводов, должны быть укреплены.

8.8 При прокладке трубопроводов необходимо предусматривать рекультивацию плодородного слоя почвы.

8.9 Требования к гидравлическим испытаниям и рекультивации должны регламентироваться в проекте в виде самостоятельных подразделов.

8.10 Проектные решения по сооружению магистральных трубопроводов должны предусматривать оснащение их эффективными средствами контроля и обнаружения утечек.

8.11 Строительная организация, выполняющая прокладку линейной части трубопровода, несет ответственность за соблюдение проектных решений по охране окружающей среды, а также за соблюдение государственного законодательства и международных соглашений по охране окружающей среды.

8.12 Ширина полосы отвода земли на время строительства магистральных трубопроводов определяется проектом в соответствии с нормами отвода земель для магистральных трубопроводов.

8.13 Производство строительно-монтажных работ, движение машин и механизмов, складирование и хранение материалов в местах, не предусмотренных проектом производства работ, запрещается.

8.14 При выборе методов и средств механизации для производства работ следует руководствоваться требованиями энерго- и ресурсосбережения, государственного законодательства и международных соглашений по охране окружающей среды.

8.15 Мероприятия по предотвращению эрозии почв, оврагообразования, а также защитные противообвальные и противооползневые мероприятия должны выполняться в строгом соответствии с проектными решениями.

8.16 Плодородный слой почвы на площади, занимаемой траншеями и котлованами, до начала основных земляных работ должен быть снят и уложен в отвалы для восстановления (рекультивации). При производстве указанных работ следует строго соблюдать требования проекта рекультивации.

8.17 Снятие, транспортировка, хранение и обратное нанесение плодородного слоя грунта должны выполняться методами, исключающими снижение его качественных показателей, а также его потерю при перемещениях.

8.18 Использование плодородного слоя грунта для устройства подсыпок, перемычек и других временных земляных сооружений для строительных целей не допускается.

8.19 Не допускается сливать в реки, озера и другие водоемы воду, вытесненную из трубопровода, без предварительной очистки.

8.20 После окончания основных работ строительная организация должна восстановить водосборные канавы, дренажные системы, снегозадерживающие сооружения и дороги, расположенные в пределах полосы отвода земель или пересекающих эту полосу, а также придать местности проектный рельеф или восстановить природный.

 

 

9. Линии технологической связи трубопроводов

 

9.1. Линии технологической связи трубопроводов служат для централизованного управления их работой и являются технической базой для автоматизированной системы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса.

9.2. Проектирование линий технологической связи трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию линий связи, утвержденных МНГ и МСИ в установленном порядке, и настоящего раздела.

9.3. Технологическая связь трубопроводов должна обеспечивать:

магистральную связь центральных диспетчерских пунктов МНГ 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 МНГ 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 МНГ 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 МСИ 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.

9.4. 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.

Выбор типа линий связи должен быть обоснован технико-экономическим расчетом. Воздушные линии связи допускается предусматривать только в исключительных случаях.

9.5. Технологическая связь трубопроводов состоит из линейных и станционных сооружений.

К линейным сооружениям следует относить магистральные и соединительные кабели, воздушные линии связи и линии местных сетей промышленных площадок и жилых поселков, а также необслуживаемые усилительные пункты (НУП).

К станционным сооружениям следует относить обслуживаемые узлы связи, радиорелейные станции с антенно-фидерными системами и энергосооружениями.

9.6. Узлы связи трубопроводов следует размещать, как правило, на территории служб трубопровода в помещениях административно-технических зданий, в отдельных зданиях или блок-боксах. Мачты радиорелейной технологической связи трубопровода с обслуживаемыми и необслуживаемыми станциями допускается располагать на территории КС и НПС.

9.7. На трубопроводах, КС и НПС, которые строят в несколько очередей, проектом магистральной кабельной линии технологической связи должны предусматриваться строительство и ввод станционных сооружений технологической связи также в несколько очередей по мере готовности помещений для узлов связи и энергоснабжения.

9.8. НУП кабельной линии и промежуточные станции радиорелейной линии технологической связи следует размещать вдоль трубопровода в местах, обеспечивающих нормальную работу аппаратуры связи, удобство строительства и эксплуатации линии связи и по возможности приблизив их к линейным сооружениям (к запорной арматуре) трубопровода в пределах допустимого отклонения длины усилительного участка от номинальной длины, обусловленной техническими параметрами применяемой аппаратуры.

9.9. Кабельные линии технологической связи следует предусматривать, как правило, с левой стороны трубопровода по ходу продукта на расстоянии не менее 8 м от оси трубопровода диаметром до 500 мм и не менее 9 м - диаметром свыше 500 мм. Переход кабеля связи на правую сторону от трубопровода должен быть обоснован проектом.

На участках государственного лесного фонда допускается приближать кабель связи на расстояние до 6 м независимо от диаметра трубопровода.

При прокладке в горных районах кабель связи следует предусматривать, как правило, с нагорной стороны в отдельной траншее на расстоянии не менее 3 м от оси трубопровода независимо от диаметра.

При переоборудовании однокабельной технологической магистрали в двухкабельную второй кабель, как правило, прокладывается на расстоянии 3 м от существующего кабеля, при этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.

При одновременном строительстве кабели линейной телемеханики следует прокладывать, как правило, в одной траншее с кабельной линией технологической связи и на расстоянии до 3 м от кабеля связи существующей кабельной линии. При этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси трубопровода.

9.10. При удалении кабельной линии технологической связи от трубопровода на расстояние свыше 10 м надлежит предусматривать устройство специальной грозозащиты кабеля.

9.11. Защиту кабельной линии технологической связи от электрохимической коррозии следует предусматривать совместно с защитой трубопровода.

При удалении кабельной линии от трубопровода на расстояние свыше 40 м необходимо применять самостоятельную защиту.

9.12. В зависимости от характера грунта и условий прокладки следует применять следующие типы кабелей:

с ленточной стальной броней - в грунтах всех групп и при пересечении несудоходных, несплавных рек с незаболоченными устойчивыми пологими берегами и спокойным течением воды;

с проволочной стальной броней - в грунтах всех групп, подверженных мерзлотным деформациям, на крутых склонах, при пересечении болот глубиной свыше 2 м, водоемов, горных, судоходных и сплавных рек (включая заболоченные поймы), а также при пересечении несудоходных и не сплавных рек с заболоченными неустойчивыми берегами или деформируемым руслом;

с пластиковым изолирующим покрытием поверх металлической оболочки - в грунтах и водах, агрессивных по отношению к материалу оболочки;

имеющие дополнительные пластиковые покрытия поверх стальной брони - в грунтах и водах, агрессивных по отношению к броне кабеля, при необходимости сохранения постоянства экранирующего действия кабеля;

в алюминиевой оболочке или имеющие дополнительные экраны, - как правило, на участках, подверженных внешним электромагнитным влияниям линий электропередачи, электрических железных дорог переменного тока, радиотехнических установок и т. п.

9.13. Глубина прокладки кабеля связи в грунтах должна быть не менее:

I-IV группы - 0,9 м;

V группы и выше при выходе скалы на поверхность, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, - 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля на толщину 10 см;

V группы и выше при наличии над скальной породой поверхностного растительного слоя различной мощности, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, при тех же условиях - 0,6 м при глубине траншеи 0,7 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля толщиной 10 см. При этом заглубление в скальную породу не должно превышать 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м.

Примечание: глубина прокладки кабеля связи на поливных и пахотных землях, виноградниках и подвижных песках должна устанавливаться с учетом обеспечения сохранности кабеля при проведении сельскохозяйственных работ и эрозии почвы.

9.14. Кабельная линия технологической связи должна быть зафиксирована на местности указательными столбиками, которые следует устанавливать:

у всех подземных муфт кабеля;

в местах отхода кабеля от трубопровода к усилительным пунктам и на углах поворота трассы кабеля;

при пересечении кабелем железных и автомобильных дорог, водных преград, продуктопроводов и водопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи и связи с обеих сторон от этих препятствий.

Указательные столбики не устанавливают в местах размещения контрольно-измерительных пунктов (КИП).

9.15. КИП, по возможности, следует предусматривать совмещенными для кабеля связи и трубопровода.

НУП кабельной технологической линии связи следует предусматривать на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода. В целях исключения попадания нефти и нефтепродуктов в помещения усилительных пунктов (при разрыве трубопровода) площадка расположения усилительных пунктов должна быть приподнята на высоту не менее 0,3 м по отношению к планировочной отметке трассы нефтепродуктопровода.

Дверь в наземную часть НУП надлежит предусматривать со стороны, противоположной трубопроводу.

9.16. Границы подводного перехода кабеля определяются в соответствии с требованиями п. 5.6.1.2.

На подводных переходах трубопроводов в одну нитку укладку кабеля связи следует предусматривать на расстоянии от оси трубопровода в зависимости от инженерно-геологических и гидрологических условий, диаметра трубопровода, а также принятой технологии производства работ по устройству подводной траншеи и укладке кабеля связи с учетом безопасности ведения работ, но не менее 10 м.

На подводных переходах в две нитки и более, а также на особо сложных однониточных переходах, где трубопроводы укладываются в предварительно разработанные подводные траншеи, основной кабель связи следует прокладывать в траншее основной нитки трубопровода, а резервный кабель - в траншее резервной нитки трубопровода на расстоянии не менее 0,5 м от трубопровода ниже по течению реки.

9.17. На пересечении автомобильных и железных дорог, где проектом предусмотрено устройство защитного футляра трубопровода, укладку кабеля следует предусматривать в стальных трубах (футлярах), размещенных внутри или приваренных снаружи защитного футляра трубопровода.

Для существующих трубопроводов допускается прокладка кабеля связи в асбестоцементных трубах диаметром 100 мм, размещенных на расстоянии 8-9 м от защитного футляра трубопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину не менее 1 м.

9.18. На пересечении кабелем связи автомобильных дорог, где проектом предусмотрен переход трубопровода без защитного футляра, прокладку кабеля связи следует предусматривать в асбестоцементных трубах диаметром 100 мм, размещенных на расстоянии 8-9 м от оси трубопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину на менее 1 м.

9.19. На надземных переходах трубопровода через искусственные и естественные преграды прокладку кабеля связи следует предусматривать в стальных трубах, закрепленных хомутами на боковой поверхности трубопровода, или подвешивать к несущему тросу, закрепленному на опорах трубопровода.

9.20. Кабель связи при автономном пересечении с железнодорожными путями и автомобильными дорогами следует прокладывать на глубине не менее 0,8 м ниже дна кювета. В случае дополнительной защиты кабеля от механических повреждений в кювете (плиты и т. д.) это расстояние допускается уменьшать до 0,5-0,4 м.

Угол пересечения кабеля с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°, но не менее 60°.