СП 42-102-2004. Свод правил по проектированию и строительству. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб

(одобрен Письмом Госстроя РФ от 15.04.2004 № ЛБ-2341/9)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["СП 42-102-96"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/sp-svod-pravil-sp-42-102-96" "СП 42-102-96. Свод правил по применению стальных труб для строительства систем газоснабжения"
  n1["СП 42-102-2004"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/sp-svod-pravil-sp-42-102-2004" "СП 42-102-2004. Свод правил по проектированию и строительству. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБ

DESIGNING AND CONSTRUCTION OF GAS PIPELINES FROM METAL PIPES

СП 42-102-2004

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. Разработан творческим коллективом ведущих специалистов ОАО «ГипроНИИгаз», АО «ВНИИСТ», ОАО «МосгазНИИпроект», ОИ «Омскгазтехнология», АКХ им. Памфилова, Госгортехнадзора России, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО «Полимергаз».

2. Согласован:

Госгортехнадзором России, Письмо от 16.06.2000 № 03-35/240;

ГУГПС МЧС России, Письмо от 20.06.2000 № 20/2.2/2229.

3. Одобрен Госстроем России, Письмо от 15 апреля 2004 г. № ЛБ-2341/9.

4. Принят и введен в действие решением Межведомственного координационного совета по вопросам технического совершенствования газораспределительных систем и других инженерных коммуникаций, протокол от 27 мая 2004 г. № 34.

Взамен СП 42-102-96.

ВВЕДЕНИЕ

СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб» разработан в развитие основополагающего СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы».

В положениях СП 42-102-2004 приведены подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы, обеспечивающие выполнение обязательных требований, установленных СНиП 42-01-2002.

Настоящий СП содержит рекомендуемые положения по проектированию и технологии производства строительно-монтажных работ при сооружении наружных стальных и медных внутренних газопроводов с учетом особенностей их применения в газораспределительных системах, по выбору труб и соединительных деталей газопроводов в зависимости от давления транспортируемого газа и условий эксплуатации, расчетам наружных газопроводов на прочность и устойчивость, защите стальных газопроводов от электрохимической коррозии.

С введением в действие настоящего СП утрачивает силу СП 42-102-96 «Свод правил по применению стальных труб для строительства систем газоснабжения».

В разработке данного документа принимали участие:

Волков В.С., Вольнов Ю.Н., Габелая Р.Д., Голик В.Г., Гусева Н.Б., Зубаилов Г.И., Красников М.А., Кузнецова Е.Г., Левин В.М., Лушников В.П., Нечаев А.С., Рождественский В.В., Сафронова И.П., Удовенко В.Е., Чирчинская Г.Л., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящий Свод правил распространяется на проектирование и строительство новых наружных газопроводов из стальных труб и внутренних газопроводов из стальных и медных труб.

1.2. При проектировании и строительстве газопроводов с использованием металлических труб следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СП 42-101 и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1 В настоящем Своде правил использованы ссылки на следующие документы:

СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения

СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия

СНиП 2.01.09-91. Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах

СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов

СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и сооружений

СНиП 2.02.03-85. Свайные фундаменты

СНиП 2.07.01-89*. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений

СНиП II-7-81*. Строительство в сейсмических районах

СНиП II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий

СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы

СНиП 3.01.01-85*. Организация строительного производства

СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы

СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

ГОСТ Р 15.201-2000. Система разработки и поставки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и поставки продукции на производство

ГОСТ 9.602-89. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии (с учетом изменения № 1)

ГОСТ 380-94. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки

ГОСТ 617-90. Трубы медные. Технические условия

ГОСТ 859-78. Медь. Марки

ГОСТ 1050-88. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия

ГОСТ 1460-81. Карбид кальция. Технические условия

ГОСТ 2246-70. Проволока стальная сварочная. Технические условия

ГОСТ 3262-75. Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия

ГОСТ 4543-71. Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия

ГОСТ 5457-75. Ацетилен растворенный и газообразный технический. Технические условия

ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 5583-78. Кислород газообразный технический и медицинский. Технические условия

ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 8050-85. Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия

ГОСТ 8696-74. Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. Технические условия

ГОСТ 8731-74. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические требования

ГОСТ 8732-78. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент

ГОСТ 8733-74. Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные. Технические требования

ГОСТ 8734-75. Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. Сортамент

ГОСТ 8946-75 (СТ СЭВ 3298-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Угольники проходные. Основные размеры

ГОСТ 8947-75 (СТ СЭВ 3298-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Угольники переходные. Основные размеры

ГОСТ 8948-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники прямые. Основные размеры

ГОСТ 8949-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники переходные. Основные размеры

ГОСТ 8950-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники с двумя переходами. Основные размеры

ГОСТ 8951-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты прямые. Основные размеры

ГОСТ 8952-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты переходные. Основные размеры

ГОСТ 8953-75. Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты с двумя переходами. Основные размеры

ГОСТ 8954-75. Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты прямые короткие. Основные размеры

ГОСТ 8955-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты прямые длинные. Основные размеры

ГОСТ 8956-75. Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты компенсирующие. Основные размеры

ГОСТ 8957-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты переходные. Основные размеры

ГОСТ 8959-75. Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Гайки соединительные. Основные размеры

ГОСТ 8963-75 (СТ СЭВ 3300-81). Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Пробки. Основные размеры

ГОСТ 8966-75. Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. Муфты прямые. Основные размеры

ГОСТ 8968-75. Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. Контргайки. Основные размеры

ГОСТ 8969-75. Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. Сгоны. Основные размеры

ГОСТ 9045-93. Прокат тонколистовой холоднокатаный из низкоуглеродистой качественной стали для холодной штамповки. Технические условия

ГОСТ 9087-81 Е. Флюсы сварочные плавленые. Технические условия

ГОСТ 9238-83. Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм

ГОСТ 9466-75. Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия

ГОСТ 9467-75. Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

ГОСТ 10704-91. Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент

ГОСТ 10705-80. Трубы стальные электросварные. Технические условия

ГОСТ 10706-76. Трубы стальные электросварные прямошовные. Технические требования

ГОСТ 14637-89. Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия

ГОСТ 15836-79. Мастика битумно-резиновая изоляционная. Технические условия стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 16037-80. Соединения сварные

ГОСТ 16523-97. Прокат тонколистовой из углеродистой стали качественной и обыкновенного качества общего назначения. Технические условия

ГОСТ 17375-2001. Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 3Д (R = 1,5DN). Конструкция

ГОСТ 17376-2001. Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция

ГОСТ 17378-2001. Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция

ГОСТ 17379-2001. Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Заглушки эллиптические. Конструкция

ГОСТ 19249-73. Соединения паяные. Основные типы и параметры

ГОСТ 19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 19907-83. Ткани электроизоляционные из стеклянных крученых комплексных нитей. Технические условия

ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия

ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия

ГОСТ 23055-78. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 24950-81. Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. Технические условия

ТУ 6-10-1110-76. Карандаши термоиндикаторные

ТУ 14-3-1128-82. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные для газопроводов газлифтных систем и обустройства газовых месторождений

ТУ 14-3-1138-82. Трубы стальные электросварные прямошовные диаметром 1020, 1220 мм для газонефтепроводов

ТУ 14-3-1399-95. Трубы стальные электросварные

ТУ 14-3-190-82. Трубы стальные бесшовные для котельных установок и трубопроводов

ТУ 14-3-684-77. Трубы стальные электросварные со спиральным швом диаметром 530 — 1420 мм

ТУ 14-3-721-78. Трубы стальные электросварные спирально-шовные диаметром 720, 820, 1020, 1220 мм для магистральных газопроводов

ТУ 14-3-808-78. Трубы электросварные спирально-шовные из углеродистой стали 20 для трубопроводов атомных электростанций

ТУ 14-3-943-80. Трубы стальные электросварные

ТУ 14-3Р-13-95. Трубы электросварные прямошовные. Технические условия

ТУ 38.105436-77 с Изм. № 4. Полотно резиновое гидроизоляционное

ТУ 48-21-663-79. Прутки припоя марки ПМФОЦр 6-4-0,03

ТУ 48-3650-10-80. Припои медно-фосфорные. Технические условия

ТУ 66.30.019. Полиром — БР

ТУ 102-176-90. Трубы стальные электросварные с наружным противокоррозионным покрытием из полиэтилена

ТУ 102-612-92. Праймер П-001

ТУ 108.1424-86. Флюс сварочный плавленый общего назначения марки АНЦ-1

ТУ 1104-137300-357-01-96. Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия

ТУ 1303-14-3Р-357-02-2000. Трубы стальные электросварные прямошовные для газопроводов систем газораспределения с рабочим давлением до 2,5 МПа

ТУ 1390-002-01284695-97. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена

ТУ 1390-002-01297858-96. Трубы стальные диаметром 89 — 530 мм с наружным антикоррозионным покрытием из экструдированного полиэтилена

ТУ 1390-003-00154341-98. Трубы стальные электросварные и бесшовные с наружным двухслойным антикоррозионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена

ТУ 1390-003-01284695-00. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена

ТУ 1390-003-01297858-00. Трубы диаметром 57 — 530 мм с наружным покрытием на основе липких полимерных лент и комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием

ТУ 1390-005-01297858-98. Трубы стальные с наружным двухслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена

ТУ 1390-013-04001657-98. Трубы диаметром 57 — 530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием

ТУ 1390-014-05111644-98. Трубы диаметром 57 — 530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием

ТУ 1394-001-05111644-96. Трубы стальные с двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена

ТУ 1394-002-47394390-99. Трубы стальные диаметром от 57 до 1220 мм с покрытием из экструдированного полиэтилена

ТУ 1394-012-17213088-03. Трубы стальные диаметром от 57 до 530 мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для газопроводов

ТУ 2245-001-1297859-93. Лента полиэтиленовая НКПЭЛ-45, НКПЭЛ-63

ТУ 2245-001-44271562-97. Лента защитная термоусаживающаяся «Терма»

ТУ 2245-001-48312016-01. Лента полимерно-битумная на основе мастики «Транскор» ЛИТКОР

ТУ 2245-002-31673075-97. Лента термоусаживающая двухслойная радиационно-модифицированная «ДРЛ»

ТУ 2245-003-1297859-99. Лента полиэтиленовая для защиты нефтегазопродуктов ПОЛИЛЕН

ТУ 2245-003-48312016-03. Лента полимерно-битумная для изоляции трубопроводов — лента ПИРМА

ТУ 2245-004-1297859-99. Обертка полиэтиленовая для защиты нефтегазопродуктопроводов ПОЛИЛЕН-ОБ

ТУ 2245-004-46541379-97. Лента термоусаживающаяся двухслойная радиационно-модифицированная «ДОНРАД»

ТУ 2257-016-16802026-99. Лента изоляционная ЛИАМ для защиты подземных трубопроводов от коррозии

ТУ 2513-001-05111644-96. Мастика битумно-полимерная для изоляционных покрытий подземных газопроводов

ТУ 4859-001-11775856-95. Трубы стальные с покрытием из полимерных липких лент

ТУ 5623-002-05111644-96 с Изм. № 1. Мастичная композиция для противокоррозионных покрытий «АСМОЛ»

ТУ 5774-005-05766480-95. Материал рулонный кровельный и гидроизоляционный наплавляемый битумно-полимерный «Изопласт»

ТУ 5774-007-05766480-2002. Материал рулонный кровельный и гидроизоляционный наплавляемый битумно-полимерный «Изоэласт»

ТУ 5775-001-12978559-94. Праймер НК-50, НК-100

ТУ 5775-001-01297858-01. Праймер ПЛ-М, Праймер ПЛ-Л

ТУ 5775-001-18314696-02. Мастика битумно-полимерная с повышенными адгезионными свойствами

ТУ 5775-002-32989231-99. Мастика битумно-полимерная изоляционная «Транскор»

ТУ 8390-002-46353927-99. Полотно нетканое термоскрепленное техническое

ТУ 8390-007-05283280-96. Полотно нетканое клееное для технических целей

ТУ РБ 03289805.001-97. Трубы диаметром 57 — 530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием

ТУ РБ 03289805.002-98. Трубы стальные диаметром 57 — 530 мм с наружным покрытием на основе экструдированного полиэтилена

ТУ РБ 03230835-005-98. Ленты термоусаживаемые двухслойные

ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления

ПУЭ. Правила устройства электроустановок

РД 03-495-02. Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства

РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю

РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите городских подземных газопроводов

РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 243 РФ 3.11-99. Техническое состояние подземных газопроводов

Альбом типовых чертежей МГНП 01-94 «Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии». АО «МосгазНИИпроект».

3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1. Выбор запорной и регулирующей арматуры для наружных стальных газопроводов следует предусматривать в соответствии с требованиями СП 42-101.

3.2. Медные газопроводы, прокладываемые внутри зданий и сооружений, предназначены для подачи к газовому оборудованию и приборам:

• природного газа — по ГОСТ 5542;
• сжиженного углеводородного газа (СУГ) — по ГОСТ 20448.

3.3. Не рекомендуется применение медных газопроводов для транспортирования сернистых газов и при температуре эксплуатации (окружающего воздуха) ниже 0 °С.

3.4. Электрохимическая защита от коррозии подземных стальных сооружений осуществляется в соответствии с проектом, положениями настоящего СП и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

3.5. Организацию и порядок проведения контроля качества строительно-монтажных работ следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 42-01, положениями СП 42-101 и настоящего СП.

3.6. Приемку законченных строительством газопроводов в эксплуатацию следует производить в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

4. ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ

СТАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.1. Марка стали труб, требования по химическому составу и степени раскисления должны указываться в заказе на поставку.

При расчете на прочность газопроводов из труб по ГОСТ 3262, металл и сварные швы которых не имеют характеристики прочности, величины временного сопротивления и предела текучести следует принимать минимальными для соответствующих марок стали.

Эквивалент углерода для низколегированной стали следует определять по формуле

где C, Mn, Si, Cr, Ni, Cu, V, P — содержание (% массы) в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, ванадия и фосфора.

Величина эквивалента углерода не должна превышать 0,46.

Эквивалент углерода для углеродистой стали с повышенным содержанием марганца следует определять по формуле

при этом величина эквивалента не должна превышать 0,46.

4.2. Толщину стенок труб определяют расчетом и принимают ее номинальную величину равной значению ближайшей большей по ГОСТ (ТУ).

4.3. Марки стали труб для строительства газопроводов природного и сжиженного углеводородных газов в зависимости от местоположения, диаметра, давления газа и температуры наружного воздуха рекомендуется выбирать в соответствии с таблицей 1.

4.4. Применение труб из полуспокойной, кипящей углеродистой стали и труб по ГОСТ 3262 не рекомендуется в следующих случаях:

• при наличии вибрационных нагрузок, на подводных переходах, переходах через автомобильные I — III категорий и железные дороги, трамвайные пути и прокладываемых по мостам и гидротехническим сооружениям;
• при изготовлении соединительных деталей, отводов и компенсирующих устройств для газопроводов среднего и высокого давления методом холодного гнутья;
• для подземных газопроводов, прокладываемых в особых грунтовых условиях, на подрабатываемых территориях и в сейсмических районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов.

4.5 Трубы для газопроводов в зависимости от температуры эксплуатации выбирают:

• по таблице 2 — для подземных, наземных, надземных и внутренних газопроводов, с температурой эксплуатации не ниже минус 40 °С;
• по таблице 3 - для подземных, наземных, надземных и внутренних газопроводов, с температурой эксплуатации ниже минус 40 °С.

Таблица 2

Перечень стальных труб, применяемых в газораспределительных системах в районах с температурой воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 (температурой эксплуатации) не ниже минус 40 °С

В данных таблицах приведены минимально допустимые толщины труб, выпускаемых заводами-изготовителями. Перечень заводов — изготовителей труб, указанных в таблицах 2 и 3, приведен в Приложениях А и Б.

4.6. В случаях когда нормирование механических свойств ГОСТ (ТУ) на трубы не предусмотрено, механические свойства металла труб следует определять по таблице 4.

Таблица 4

4.7. Стальные импульсные газопроводы для присоединения контрольно-измерительных приборов и приборов автоматики газифицируемого оборудования следует предусматривать из труб, приведенных в таблицах 2 и 3, или согласно данным, приведенным в паспортах на оборудование.

4.8. Соединительные детали газопроводов должны быть изготовлены в соответствии с ГОСТ (ОСТ).

4.9. Допускается применение соединительных деталей из стальных бесшовных и сварных труб и листового проката, металл которых отвечает требованиям, предъявляемым к металлу трубы и области применения газопровода, для которого предназначены соединительные детали.

МЕДНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.10. Для внутренних газопроводов рекомендуется применять тянутые или холоднокатаные медные трубы по ГОСТ 617 круглого сечения в твердом состоянии или в твердом повышенной прочности, нормальной или повышенной точности изготовления с толщиной стенки не менее 1 мм, трубы должны быть испытаны на герметичность на заводе-изготовителе. Материал труб: медь марок М1, М1р, М2, М2р, по ГОСТ 859.

4.11. Условное обозначение медных труб включает: наименование изделия — труба; способ изготовления; форму сечения; точность изготовления; состояние поставки; наружный диаметр; толщину стенки; марку меди; особые условия; ГОСТ 617.

Условные обозначения медных труб расшифровываются следующим образом:

Способ изготовления: тянутые или холоднокатаные ................ Д

Форма сечения: круглая ........................................ КР

Точность изготовления:

нормальная ................................................. Н

повышенная ................................................. П

Состояние:

твердое .................................................... Т

твердое повышенной прочности ............................... Ч

Длина:

немерная .................................................. НД

кратная мерной ............................................ КД

Особые условия:

трубы повышенной точности по длине ......................... Б

трубы высокой точности по кривизне ......................... К

Примечание. Знак «Х» ставится вместо отсутствующих данных, кроме длины и особых условий.

Пример:

Труба ДКРНТ 22 х 1,5 х 3000 М2 К ГОСТ 617.

Труба тянутая, круглая, нормальной точности изготовления, твердая, диаметром 22 мм, толщиной стенки 1,5 мм, длиной 3000 мм, из меди марки М2, высокой точности по кривизне, по ГОСТ 617.

4.12 Физико-механические свойства медных труб:

- температура плавления >= 1083 °С;

- плотность 8,94 г/см3;

- предел прочности: \sigma_{\text{в}} >= 280 МПа — для труб в твердом состоянии, \sigma_{\text{в}} >= 310 МПа — для труб в твердом состоянии повышенной прочности;

- предел текучести \sigma_{\text{т}} >= 68 МПа;

- относительное удлинение при разрыве \delta_{10} >= 2%.

4.13. Медные трубы поставляются пакетом или отдельно. На каждый пакет труб должен быть прикреплен ярлык с указанием:

- товарного знака или товарного знака и наименования предприятия-изготовителя;

- условного обозначения труб или марки материала, размеров труб, точности изготовления, состояния поставки металла, обозначения ГОСТ 617;

- номера партии;

- штампа технического контроля или номера технического контролера.

На каждой трубе, поставляемой отдельно, также должен быть прикреплен ярлык с вышеуказанными данными.

4.14. Допускается строительство внутренних газопроводов из импортных медных тянутых или холоднокатаных труб в твердом состоянии и соединительных деталей, разрешенных к применению в установленном порядке. Содержание Cu или Cu + Ag в материале труб и деталей — не менее 99,9%, включения фосфора — не более 0,04%.

Марка меди обозначается:

- Cu-DHP — согласно международному стандарту ISO 1190-1 и европейскому стандарту EN 133/20;

- SF-Cu — согласно национальному стандарту Германии DIN 1787;

- C 106 — согласно национальному стандарту Великобритании BS 1172.

Твердое состояние труб обозначается символами: R290, F30, z6.

Маркировка импортных труб производится согласно требованиям нормативной документации фирмы-поставщика.

4.15. Соединительные детали изготавливаются из медных труб по рабочим чертежам и технологической документации, утвержденным в установленном порядке.

Соединительные детали испытываются на герметичность по технологии завода-изготовителя.

Виды соединительных деталей приведены в Приложении Д.

На наружную поверхность каждого раструба (гладкого конца) соединительной детали наносится маркировка типоразмера. Маркировка импортных соединительных деталей производится согласно требованиям нормативной документации фирмы-поставщика.

На каждое товарное место упакованных соединительных деталей прикрепляется ярлык, на котором указывается:

- наименование или наименование и товарный знак предприятия;

- наименование и условное обозначение деталей;

- гарантийные сроки хранения и эксплуатации;

- номер партии и количество деталей;

- штамп технического контроля или номер технического контролера.

Предприятия-изготовители должны иметь разрешение Госгортехнадзора России на право производства соединительных деталей газопроводов.

4.16. Размеры труб, раструбов и гладких концов соединительных деталей (Приложение Д) приведены в таблице 5.

Таблица 5

Сортамент отечественных медных труб и соединительных деталей, применяющихся для строительства газопроводов, и перечень отечественных заводов-изготовителей приведены в Приложениях В и Г.

4.17. В качестве припоев следует применять медно-фосфорные припои: ПМФС6-0,15, ТУ 48-3650-10; ПМФОЦр6-4-0,03, ТУ 48-21-663. Медно-фосфорные припои имеют высокую жидкотекучесть и сравнительно низкую температуру плавления (680 — 850 °С), обеспечивают высокую прочность паяного соединения. Припои ПМФС6-0,15, ТУ 48-3650-10; ПМФОЦр6-4-0,03, ТУ 48-21-663 обладают самофлюсующими свойствами, и пайку этими припоями рекомендуется выполнять без применения флюсов.

5. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ СТАЛЬНЫХ ТРУБ

НАЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

При пересечении водотоков, а также при необходимости обеспечения поверхностного стока дождевых вод в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропуски.

5.5. Минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерных коммуникаций до наземных газопроводов, проложенных в насыпи, принимают как до подземных газопроводов, для остальных наземных газопроводов — как от надземных газопроводов.

НАДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.6. Надземная прокладка газопроводов допускается: на участках переходов через естественные и искусственные преграды; по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов; для межпоселковых газопроводов, расположенных в районах распространения скальных, вечномерзлых грунтов, при наличии оползней, горных выработок, карстов и т.д., где при подземной прокладке по расчетам возможно образование провалов, трещин с напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые.

Прокладка газопроводов на опорах по территории поселений, за исключением промышленных зон, не рекомендуется.

5.7. При проектировании надземного газопровода необходимо предусматривать технические решения, защищающие газопровод от наезда автотранспорта.

5.8. Газопроводы по стенам зданий рекомендуется прокладывать без нарушений архитектурных элементов фасада на высоте, обеспечивающей возможность осмотра и ремонта газопроводов и исключающей возможность их механического повреждения.

5.10. Размещение отключающих устройств на газопроводах под проемами и балконами, расположенными на расстоянии менее 3 м от газопровода, не рекомендуется.

5.11. Расстояние по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, до зданий и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП II-89, ПУЭ (Приложение Н).

5.12. При прокладке газопровода на опорах вдоль зданий, расстояние до которых не нормируется, опоры и газопровод не должны препятствовать открыванию оконных и дверных блоков.

5.13. Высоту от уровня земли до низа трубы (или изоляции) газопровода, прокладываемого на опорах, в соответствии с требованиями СНиП II-89 следует принимать в свету, не менее:

а) в непроезжей части территории, в местах прохода людей — 2,2 м;

б) в местах пересечения с автодорогами (от верха покрытия проезжей части) — 5 м;

в) в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и путями общей сети — в соответствии с требованиями ГОСТ 9238;

г) в местах пересечения с трамвайными путями — 7,1 м от головки рельса;

д) в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей части дороги) — 7,3 м.

В местах нерегулярного проезда автотранспорта (внутренние подъезды к домовладениям и т.д.) высоту прокладки надземных газопроводов допускается сокращать, но не более чем до 3,5 м. При этом на газопроводе следует устанавливать опознавательные знаки, ограничивающие габариты транспорта.

На свободной территории в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопровода на высоте не менее 0,35 м от поверхности земли до низа трубы (при ширине группы труб до 1,5 м) и не менее 0,5 м (при ширине группы труб более 1,5 м).

5.14. Под арками зданий и галереями разрешается прокладка газопроводов низкого давления, а в обоснованных случаях — и среднего давления. На газопроводах в пределах арки (галереи) следует предусматривать использование бесшовных труб и проверку всех сварных стыков и по одному стыку за пределами арки (галереи) физическими методами контроля.

Установка отключающих устройств в пределах арки (галереи) не рекомендуется.

5.15. Расстояние между опорами (креплениями) газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями подраздела «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» настоящего СП.

5.16. С целью уменьшения перемещений и снижения напряжений в газопроводе от температурных и других воздействий по трассе следует предусматривать, кроме промежуточных опор (скользящих, гибких, маятниковых и т.д.), неподвижные опоры на газопроводе и установку между ними компенсаторов (линзовых, сильфонных), а также самокомпенсацию за счет изменения направления трассы.

5.17. Расстояния в свету между надземными газопроводами и трубопроводами инженерных коммуникаций при их совместной прокладке следует принимать исходя из условий монтажа, осмотра и возможности ремонта.

Рекомендуемые минимальные расстояния приведены в таблице 6.

Таблица 6

5.18. Допускается крепление газопроводов к газопроводам и трубопроводам других инженерных коммуникаций (за исключением трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости) по согласованию с организациями, в ведении которых находятся данные инженерные коммуникации.

5.19. При прокладке газопроводов совместно с трубопроводами, транспортирующими агрессивные жидкости, газопровод следует прокладывать выше них на расстоянии не менее 25 см. При наличии на трубопроводах с агрессивными жидкостями разъемных соединений, арматуры, а также при прокладке с ними газопроводов на одной высоте следует предусматривать устройство защитных экранов, предотвращающих попадание агрессивных жидкостей на газопровод.

5.20. В местах пересечения с естественными и искусственными преградами прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа разрешается по несгораемым конструкциям автомобильных и пешеходных мостов при условии согласования принятого решения с заинтересованными организациями (разработчик проекта и владелец моста).

При прокладке газопроводов по мостам должен быть обеспечен свободный доступ для их осмотра и ремонта.

Газопроводы, прокладываемые по мостам, должны выполняться из бесшовных труб и располагаться таким образом, чтобы исключалась возможность скопления газа в конструкциях моста.

5.21. При прокладке надземных газопроводов вдоль воздушных линий электропередачи, а также при пересечении с ними и при совместной прокладке газопроводов с электрическими кабелями и проводами следует руководствоваться требованиями ПУЭ.

5.22. Допускается крепление к газопроводам кабелей, предназначенных для обслуживания газопроводов (силовых, для сигнализации, диспетчеризации, управления задвижками). Кабели в этом случае должны быть заключены в кожух (трубу, короб) и проложены на расстоянии (в свету) не менее 0,5 м от газопровода.

ТРЕБОВАНИЯ К СООРУЖЕНИЮ ГАЗОПРОВОДОВ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Многолетнемерзлые грунты

5.23. При проектировании систем газоснабжения для районов с вечномерзлыми грунтами следует учитывать требования СНиП 42-01, СНиП 2.02.04 и ПБ 12-529.

5.24. Инженерно-геологические изыскания в районах распространения вечномерзлых грунтов, а также предварительные инженерные изыскания трассы, где возможно развитие криогенных процессов, для прогноза этих процессов должны проводиться в соответствии с требованиями СНиП 11-02.

5.25. Прокладка газопроводов в зависимости от объемно-планировочных решений застройки, мерзлотно-грунтовых условий по трассе, теплового режима газопровода и принципа использования вечномерзлых грунтов в качестве основания должна приниматься:

• подземной — бесканальной;
• надземной — по опорам, эстакадам, конструкциям зданий и сооружений.

5.26. Внутри жилых кварталов, на территориях промышленных предприятий в зоне распространения вечномерзлых грунтов должна применяться, как правило, надземная прокладка газопроводов.

5.27. Высота прокладки надземного газопровода от поверхности земли должна приниматься в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия газопровода, но не менее 0,5 м от поверхности земли.

Участки надземных газопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещений трубы, рекомендуется прокладывать выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0,1 м.

5.28. При отличающихся между собой свойствах грунта по трассе газопровода необходимо устройство песчаного основания под газопроводом высотой не менее 10 см на длине в каждую сторону от места стыковки разнородных грунтов не менее 50 диаметров газопровода; засыпка в этом случае должна осуществляться песком на высоту не менее 20 см. Запрещается использовать в качестве оснований под газопроводы пылеватые пески.

5.29. Конструкция ввода газопровода должна обеспечивать прочность при взаимных перемещениях газопровода и здания из-за температурных перемещений газопровода, осадок здания, просадок или выпучивания грунта путем обеспечения независимости перемещений газопровода и здания за счет установки соответствующих компенсационных устройств.

5.30. При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути предусматриваются мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания.

Подрабатываемые территории

5.31. При проектировании систем газоснабжения, размещаемых над месторождениями полезных ископаемых, где проводились, проводятся или предусматриваются горные разработки, а также проходящих по закарстованным территориям, следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП 2.01.09, ПБ 12-529.

5.32. Проект прокладки газопровода на подрабатываемой или закарстованной территории должен, как правило, иметь в своем составе горно-геологическое обоснование.

5.33. При составлении проекта газораспределения объектов, размещаемых на площадях залегания полезных ископаемых, необходимо учитывать программу развития горных работ на период предполагаемой эксплуатации газопровода.

5.34. При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, предусматривается подача газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территориям, подработка которых начнется в разное время, с обязательным кольцеванием газопроводов.

5.35. Прочность и устойчивость газопроводов, проектируемых для прокладки на подрабатываемых или закарстованных территориях, должны, как правило, обеспечиваться за счет:

• увеличения подвижности газопровода в грунте;
• снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.

Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод предусматриваются: применение компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом, применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб.

В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода следует применять песок, песчаный грунт и другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.

Протяженность зоны защиты газопровода определяется длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150 d_{\text{е}} в каждую сторону от границы мульды сдвижения.

На участках пересечения газопроводами мест тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, предусматривается установка компенсаторов.

5.36. Вводы газопроводов в здания при прокладке газопроводов на подрабатываемых и закарстованных территориях должны отвечать требованиям СНиП 42-01 и ПБ 12-529.

5.37. Надземная прокладка газопроводов рекомендуется, если по данным расчета напряжения в подземных газопроводах не могут соответствовать требованиям прочности, а уменьшение напряженности газопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Кроме того, надземными рекомендуется предусматривать: переходы газопроводов через реки, овраги, железные и автомобильные дороги в выемках, а также места, где возможно, по данным горно-геологического обоснования, образование провалов и трещин.

Опоры газопроводов должны иметь регулируемый по высоте ригель.

5.38. На газопроводах в пределах подрабатываемых и закарстованных территорий предусматривают установку контрольных трубок.

Контрольные трубки устанавливают на углах поворота (кроме выполненных упругим изгибом) и в местах разветвления сети.

Для предохранения от механических повреждений контрольные трубки в зависимости от местных условий выводят под ковер или другое защитное устройство.

5.39. В местах пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, проложенными в каналах и коллекторах, предусматривают уплотнительные устройства (глиняные экраны, футляры на газопроводе и др.) и установку контрольных трубок.

5.40. Крепление к газопроводу элементов электрохимической защиты должно быть, как правило, податливым, обеспечивающим их сохранность в процессе деформации земной поверхности.

Сейсмические районы

5.41. При проектировании наружных газопроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных газопроводов, следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП II-7 и ПБ 12-529.

5.42. Определение сейсмичности трассы газопровода производится на основании сейсмического микрорайонирования или в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП II-7.

5.43. Для ГРП с входным давлением свыше 0,6 МПа и предприятий с непрерывными технологическими процессами предусматривают наружные обводные газопроводы с установкой отключающих устройств.

5.44. Размещение запорной арматуры (отключающих устройств) предусматривается в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

5.45. При пересечении газопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, рекомендуются устройство траншеи с пологими откосами и засыпка газопровода крупнозернистым песком, песчаным грунтом и т.д. Грунтовое основание газопровода должно быть уплотнено.

5.46. На надземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, предусматриваются компенсирующие устройства в местах пересечения естественных и искусственных препятствий, присоединения газопроводов к оборудованию, установленному на фундаменты (резервуары СУГ, компенсаторы, насосы и т.д.), а также на вводах в здания.

5.47. На участках пересечения трассой газопровода активных тектонических разломов рекомендуется применять надземную прокладку.

5.48. Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках можно предусматривать надземными.

5.49. Конструкции опор надземных газопроводов должны обеспечивать возможность перемещений газопроводов, возникающих во время землетрясения.

5.50. Ввод газопровода в здание осуществляется через проем, размеры которого должны, как правило, превышать диаметр газопровода не менее чем на 200 мм. Эластичная водонепроницаемая заделка между трубой и проемом не должна препятствовать возможному взаимному смещению газопровода и здания.

5.51. Контрольные трубки на подземных газопроводах предусматриваются в местах врезки газопроводов, на углах поворота (кроме выполненных упругим изгибом), в местах пересечения с подземными инженерными коммуникациями, проложенными в каналах и коллекторах, а также на вводах в здания.

Районы с пучинистыми, просадочными, набухающими и насыпными грунтами

5.52. При проектировании подземных газопроводов для районов с пучинистыми, просадочными, набухающими и насыпными грунтами следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП 2.02.01, СНиП 2.01.09 и ПБ 12-529.

5.53. Газопроводы для районов с просадочными, набухающими и насыпными грунтами проектируют с учетом свойств этих грунтов, предусматривая мероприятия по уменьшению деформации основания, например уплотнение грунтов, химическое закрепление, водозащитные и конструктивные мероприятия, с учетом имеющегося опыта использования таких грунтов в районе строительства в качестве оснований под здания и сооружения.

5.54 Глубина прокладки газопроводов при одинаковой степени пучинистости по трассе принимается до верха трубы:

• в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах не менее 0,8 нормативной глубины промерзания;
• в чрезмернопучинистых грунтах не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее значений, определяемых требованиями СНиП 42-01.

5.55. Глубина прокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости по трассе (резко меняющийся состав грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход газопровода из проезжей части дороги в газон и др.) принимается не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее значений, определяемых требованиями СНиП 42-01.

5.56. Прокладка газопроводов в слабопучинистых, слабонабухающих и I типа просадочности грунтах предусматривается в соответствии с требованиями подраздела «Подземные газопроводы» СНиП 42-01.

5.57. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых, просадочных или набухающих грунтах, определяются требованиями подраздела «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость».

5.58. Противокоррозионная изоляция вертикальных участков подземных газопроводов и футляров (вводы в здания и ГРП, конденсатосборники, гидрозатворы и др.) предусматривается из полимерных материалов.

5.59. Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах предусматривается надземная прокладка соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

5.60. При проектировании колодцев в пучинистых грунтах предусматриваются мероприятия по их защите от воздействия сил морозного пучения (гравийная или гравийно-песчаная засыпка пазух, обмазка внешней стороны стен гидроизоляционными или несмерзающимися покрытиями, например железнение, и др.). Над перекрытием колодцев устраивается асфальтовая отмостка, выходящая за пределы пазух не менее чем на 0,5 м.

Болота и заболоченные участки

5.61. При проектировании систем газоснабжения на болотах и заболоченных участках следует учитывать требования СНиП 42-01, СНиП 2.02.01 и ПБ 12-529.

5.62. Прокладка по болотам и заболоченным участкам должна предусматриваться, как правило, прямолинейной с минимальным числом поворотов. В местах поворотов следует применять упругий изгиб газопроводов.

5.63 Укладка газопроводов предусматривается:

• на болотах I типа, при мощности торфяного слоя:
• более 0,8 глубины промерзания — в торфяном слое;
• менее 0,8 глубины промерзания — в траншее минерального основания, но не менее 1,0 м от верха трубы;
• на болотах II и III типов независимо от мощности торфяного слоя — в траншее минерального основания, но не менее требований СНиП 42-01.

Тип болота принимается согласно классификации СНиП III-42.

5.64. Участки газопроводов, прокладываемые через болота или заболоченные участки, рассчитываются против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и др.)

5.65. При закреплении газопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа или заторфованного грунта, не обеспечивающем надежное закрепление анкера.

РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

5.66. Расчет газопроводов на прочность и устойчивость положения (против всплытия) включает: определение толщин стенок труб и соединительных деталей по рабочему (нормативному) давлению, проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения, т.е. оценку допустимости назначенных радиусов упругого изгиба газопровода и температурного перепада, определение необходимой величины балластировки, определение расстояний между опорами (при надземной прокладке газопроводов).

Прочность и устойчивость газопроводов обеспечиваются и на стадиях сооружения, испытания и эксплуатации.

Буквенные обозначения величин и единицы их измерения, используемые в расчетах и формулах данного раздела, приведены в Приложении Е.

Расчетные характеристики материала газопроводов

5.67. Расчетными характеристиками материала газопроводов являются: временное сопротивление и предел текучести металла труб и сварных соединений, принимаемые по государственным стандартам и техническим условиям на трубы, модуль упругости материала труб, коэффициент линейного теплового расширения, коэффициент Пуассона, плотность материала труб.

5.68. Модуль упругости материала труб принимается равным: E = 206000 МПа.

5.69. Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным: \alpha = 1,2 х 10^{- 5} , {}^{\circ}\text{С}^{- 1} .

5.70. Коэффициент Пуассона материала труб принимается равным: \mu = 0,3.

5.71. Плотность материала труб принимается равной: \rho_{q} = 7850 кг/м3.

Нагрузки и воздействия

5.72 Нагрузки и воздействия, действующие на газопроводы, различаются на:

• силовые нагружения — внутреннее давление газа, вес газопровода, обустройств и транспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, снеговая, гололедная и ветровая нагрузки, нагрузки, возникающие при укладке и испытании;
• деформационные нагружения — температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерных деформаций грунта (просадки, пучения, деформации земной поверхности в районах горных выработок и т.д.);
• сейсмические воздействия.

5.73. Рабочее (нормативное) давление транспортируемого газа устанавливается проектом.

5.74 Собственный вес единицы длины газопровода определяется по формуле (3)

q_{q} = \pi\rho_{q}g(d_{e} - t_{nom})t_{nom} (Н/м). (3)

5.75 Вес транспортируемого газа в единице длины газопровода определяется по формуле (4)

q_{g} = 10^{2}p(d_{e} - 2t_{nom})^{2} (Н/м). (4)

5.76 Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле (5)

q_{m} = \rho_{m}gd_{e}h_{m} (Н/м). (5)

5.77 Гидростатическое давление воды определяется по формуле (6)

p_{w} = \rho_{w}gh_{w}10^{- 6} (МПа). (6)

5.78 Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода определяется по формуле (7)

5.79 Вес снега на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле (8)

v_{s} = \mu_{c}s_{0}d_{e} (Н/м), (8)

Нормативная снеговая нагрузка s_{0} (Н/м2) должна приниматься по СНиП 2.01.07.

5.80 Вес обледенения на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле (9)

A — открытые побережья морей, озер и водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра;

C — городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м.

5.82. Температурный перепад в газопроводе принимается равным разности между температурой газа в процессе эксплуатации газопровода (наименьшей или наибольшей) и температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода.

5.83. Воздействие от предварительного напряжения газопровода (упругий изгиб по заданному профилю) определяется по принятому конструктивному решению газопровода.

5.84. Воздействия от неравномерных деформаций грунта (просадки, пучение, влияние горных выработок и т.д.) определяются на основании анализа грунтовых условий и возможного их изменения в процессе эксплуатации газопровода.

5.85. Сейсмические воздействия на надземные газопроводы принимаются согласно СНиП II-7.

Определение толщины стенок труб и соединительных деталей

5.86. Расчетные толщины стенок труб, отводов, переходов, днищ и основной трубы тройников определяются по формуле (11)

5.87 Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей принимаются:

Значения коэффициентов a и b принимаются: для тройниковых соединений — по таблице 8, для отводов — по таблице 9.

Проверка прочности подземных газопроводов

5.89 Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении следующих условий:

• при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий:

\sigma_{\text{пр}NS} \leq 1,3R ;

При отсутствии 100%-ного контроля сварных швов газопроводов правые части условий (15) и (16) должны приниматься с понижающим коэффициентом 0,85.

где \sigma_{oy} — дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях;

Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40 d_{e} в обе стороны от него.

Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.

Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле (19)

Значения коэффициента защемления газопровода в грунте m_{0} , скоростей распространения продольных сейсмических волн v_{c} и сейсмических ускорений a_{c} определяются по таблицам 11 и 12.

5.91. Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба для различных значений рабочих давлений и расчетных сопротивлений даны на рисунках 1 - 3.

Рисунок 2

Рисунок 3

Определение необходимой величины балластировки

5.92. Для обеспечения проектного положения газопроводов на подводных переходах, на участках прогнозного обводнения, на периодически обводняемых участках применяются следующие виды балластировки:

• минеральный грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтетическим материалом (НСМ);
• анкерные устройства.

5.93. При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (20)

L_{\text{пр}} \leq \frac{Q_{\text{пр}}\gamma_{b}(\rho_{b} - \gamma_{a}\rho_{w})}{\rho_{b}[\gamma_{a}(q_{w} + q_{\text{изг}}) - q_{q}]} (м). (20)

Здесь нагрузка от упругого отпора газопровода q_{\text{изг}} при изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется по формулам (21) и (22):

Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице 13.

Таблица 13

Коэффициент надежности по материалу пригруза принимается: для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью — 0,85; для чугунных грузов — 0,95.

5.94. При балластировке газопровода грунтом обратной засыпки, закрепляемым нетканым синтетическим материалом (НСМ), высота грунта, закрепляемого в траншее НСМ (расстояние от оси трубы до верха закрепляемого НСМ грунта), должна быть, как правило, не менее величины, определяемой формулой (23)

H_{0} \geq \frac{(a^{2} + b^{2})^{0,5} - a}{c} (м), (23)

где a = q_{p}d_{e} + \frac{0,7kc_{p}}{cos(0,7\varphi)} ;

Определение пролетов надземных газопроводов

при этом в выражении для q из нагрузок снеговой v_{s} и гололедной v_{i} принимается одна — бо́льшая .

5.99. Для газопроводов, в которых возможно образование конденсата при их отключении, величина среднего пролета не превышает величины

Расчет на динамическую устойчивость выполняется только для надземных газопроводов, прокладываемых на открытых участках трассы.

При прокладке надземных газопроводов по стенам зданий и сооружений расчет на динамическую устойчивость не требуется.

5.101 Нагрузками, действующими на опоры газопроводов, являются:

при этом в выражении для q_{\text{в}} из нагрузок снеговой v_{s} и гололедной v_{i} принимается одна — бо́льшая .

Горизонтальные нагрузки вдоль оси газопровода определяются по формулам (30) и (31):

на подвижные опоры:

A_{\text{гп}} = 0,3\text{А}_{\text{в}} (Н), (30)

где 0,3 — коэффициент трения металла о металл;

на неподвижные опоры:

A_{\text{гн}} = (\sum_{1} \text{А}_{\text{гп}} + N_{\text{к}}) - 0,8(\sum_{2} \text{А}_{\text{гп}} + N_{\text{к}}) (Н), (31)

N_{\text{к}} — отпор компенсатора, определяемый по правилам строительной механики с учетом гибкости отводов и поперечных перемещений на участках 40 d_{e} от угла поворота.

Индекс 1 относится к большей величине (\sum \text{А}_{\text{гп}} + N_{\text{к}}) слева или справа от рассчитываемой неподвижной опоры.

Горизонтальная нагрузка, перпендикулярная оси трубопровода, определяется по формуле (32)

\text{А}_{\text{го}} = w_{n} \frac{L_{\text{лев}} + L_{\text{пр}}}{2} (Н). (32)

6. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ МЕДНЫХ ТРУБ

6.1. Проектирование газопроводов из медных труб должно отвечать требованиям СНиП 42-01 с учетом рекомендаций СП 42-101 и настоящего СП.

6.2. Соединение медных труб между собой осуществляется капиллярной пайкой твердым припоем через медные соединительные детали.

6.3. Для крепления газопровода предусматривают медные (латунные) опоры. При применении стальных опор между газопроводом и опорой необходимо устанавливать резиновую прокладку (рисунок 5).

Рисунок 5. Опоры для крепления медных газопроводов

а — из медной (латунной ленты); б — стальные с хомутом и резиновой прокладкой; в — стальные с резиновой прокладкой

Рекомендуемые расстояния между опорами определяются по таблице 17.

Таблица 17

Расстояние от соединительной детали до опоры составляет не менее 50 мм.

6.4. Для присоединения запорной арматуры и измерительных приборов к медному газопроводу следует предусматривать латунные переходные детали (рисунок 6). Опоры для крепления запорной и измерительной арматуры устанавливают с двух сторон от арматуры на расстоянии не более 0,8 м между ними. Расстояние от соединительной латунной детали до опоры медного газопровода составляет не более 0,1 м. Непосредственное присоединение медных труб к стальным, латунным, бронзовым деталям трубопроводной арматуры и измерительных приборов не рекомендуется.

Рисунок 6. Присоединение запорной арматуры к медному газопроводу

6.5. Внутри зданий и сооружений допускается прокладка медных газопроводов в штрабе стены, прикрытой хорошо вентилируемыми щитами. Заполнение свободного пространства в штрабе, в которой проложен газопровод, не допускается.

6.6. При прокладке медных газопроводов предусматривают возможность компенсации тепловых удлинений и деформаций, которые могут возникнуть в результате оседания здания. Компенсация линейных удлинений медных газопроводов может быть выполнена путем соответствующей прокладки с использованием естественной самокомпенсации или путем установки компенсаторов. Компенсаторы могут быть в виде гнутых труб или в виде соединений из дуг и отводов.

Примеры правильной и неправильной прокладки газопровода показаны на рисунке 7.

Рисунок 7. Прокладка газопроводов с соблюдением правил естественной компенсации

а — правильная прокладка газопровода;

в — правильная прокладка ответвления газопровода; г — неправильная прокладка ответвления газопровода

6.7. Медные трубопроводы не рекомендуется подвешивать к другим трубопроводам и сами они тоже не могут быть опорой для других трубопроводов.

7. СТРОИТЕЛЬСТВО

ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ ТРУБ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ

7.1. Входной контроль труб и соединительных деталей производят в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01 и положениями настоящего раздела.

7.2 При входном контроле труб и соединительных деталей проводится проверка:

• соответствия проекту;
• наличия и содержания сертификатов заводов-изготовителей на трубы и фасонные части;
• соответствия требованиям ГОСТ (ТУ) — внешним осмотром и измерениями геометрических размеров;
• наличия и содержания технических паспортов заводов-изготовителей (ЦЗЗ, ЦЗМ) на соединительные детали и монтажные узлы;

• наличия протоколов проверки качества физическими методами контроля сварных стыков соединительных деталей, изготовленных в базовых условиях строительно-монтажных организаций (для стальных труб).

При обнаружении при повторной проверке хотя бы одного бракованного изделия вся партия труб (соединительных деталей) забраковывается.

7.4. Допустимые отклонения от геометрических размеров трубы или соединительной детали (толщина стенки по периметру, наружный диаметр, овальность) принимаются в соответствии с ГОСТ (ТУ) на эти изделия.

Стальные трубы

7.5. Трубы с трещинами, невыправляемыми вмятинами и недопустимыми коррозионными повреждениями забраковываются.

7.6. Внешнему осмотру изоляционного покрытия подвергается каждая труба партии изолированных труб.

При обнаружении внешним осмотром отдельных повреждений изоляционного покрытия трубы площадью более 10% или нескольких повреждений общей площадью более 20% труба полностью переизолируется механизированным способом.

По решению заказчика или генерального подрядчика, кроме внешнего осмотра изоляционного покрытия труб, при входном контроле может производиться приборная проверка изоляции по ГОСТ 9.602.

7.7. При внешнем осмотре соединительных деталей проверяются наличие вмятин, забоин, заусениц, трещин, коррозионных повреждений, расслоения металла, раковин и качество резьбы, а также соответствия геометрических размеров требованиям ГОСТ (ТУ).

При наличии трещин, сквозных отверстий, раковин, неполной или забитой резьбы, отклонения геометрических размеров от требований ГОСТ (ТУ), невыправляемых вмятин соединительные детали забраковываются.

Медные трубы

7.8. Каждая партия медных труб сопровождается документом о качестве (сертификатом) завода-изготовителя (или копией, заверенной владельцем), подтверждающим их соответствие требованиям ГОСТ 617. Документ о качестве (сертификат) содержит следующие данные:

• товарный знак или товарный знак и наименование предприятия-изготовителя;
• условное обозначение медных труб;

• результаты испытаний механических свойств;

Маркировка медных труб производится в соответствии с 4.11. Документ о качестве, сопровождающий импортные медные трубы, переводится на русский язык с указанием фирмы-производителя, условного обозначения медных труб или их химического состава, механических свойств, состояния поставки и проведенных испытаний на герметичность.

7.9. Каждая партия соединительных деталей сопровождается документом о качестве (сертификатом) завода-изготовителя (или копией, заверенной владельцем сертификата), подтверждающим их соответствие требованиям технических условий. Документ о качестве (сертификат) содержит следующие данные:

• товарный знак или товарный знак и наименование предприятия-изготовителя;
• условное обозначение соединительных деталей;
• результаты испытаний деталей на герметичность;
• результаты испытания механических свойств;
• номер партии и дату изготовления;
• количество деталей.

В документе о качестве (сертификате) указывается наличие у предприятия-изготовителя разрешения Госгортехнадзора России на право производства соединительных деталей газопроводов или прилагается копия разрешения. Маркировка соединительных деталей производится в соответствии с 4.13.

7.10. При поступлении медных труб и соединительных деталей на склад строительной организации проводят входной контроль качества. При входном контроле проверяют внешний вид всех труб и деталей, а также величины диаметров D_{1} — D_{3} и размеров L_{1} — L_{3} соединительных деталей — 5% партии, но не менее 3 шт. согласно Приложению Д и таблице 5.

7.11. Поверхность труб и соединительных деталей должна быть ровная и гладкая, без трещин, расслоений, пузырей, раковин и надрывов. Допускаются отдельные следы от формующего и калибрующего инструмента, если они не выводят размеры за пределы допусков. Наружная и внутренняя поверхности труб и соединительных деталей очищаются в случае загрязнения. Внешний осмотр деталей проводят визуально без применения увеличительных приборов.

7.12. В случае получения неудовлетворительных результатов хотя бы по одному показателю (внешнему виду или размерам) трубы и детали к производству работ не допускаются.

7.13 По результатам входного контроля составляют протокол.

7.14. При входном контроле материалов (припоев, кислот, щелочей) проверяют наличие и соответствие документов о качестве (сертификатов).

ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ ТРУБ, ДЕТАЛЕЙ И МАТЕРИАЛОВ

Стальные трубы

7.22. Сбрасывать изолированные трубы с автомашины или скатывать их по слегам не рекомендуется.

7.23. Для складирования соединительные детали заводского (ЦЗЗ, ЦЗМ) изготовления рекомендуется упаковывать в деревянные ящики весом не более 80 кг, выстланные влагонепроницаемой бумагой. Каждую неокрашенную деталь следует покрывать антикоррозионной смазкой и заворачивать в промасленную бумагу. При перевозке ящиков необходимо принять меры по защите от атмосферных осадков.

7.24. Перевозку трубных заготовок и соединительных деталей на объект строительства рекомендуется производить в деревянных контейнерах, к которым прикрепляется бирка с указанием транспортируемых узлов и деталей.

7.25. Хранение труб и трубных заготовок в базовых условиях предусматривают в открытых складах или под навесом. Стеллажи для хранения сооружают на ровной горизонтальной площадке и оборудуют поперечными вертикальными упорами, исключающими самопроизвольное скатывание труб. При складировании изолированных труб поверхность поперечных упоров, обращенная к трубам, должна иметь эластичные прокладки.

Высота стеллажей должна быть, как правило, не более 3 м.

7.26. При складировании в базовых условиях изолированных труб их нижний и последующие ряды укладывают на ложементы, отвечающие требованиям настоящего раздела, располагаемые на неизолированных концах труб.

Высота штабеля в стеллажах для всех диаметров труб не должна превышать, как правило, 2 м.

7.27. Трубы каждого диаметра рекомендуется укладывать в отдельный стеллаж.

7.28. Соединительные детали в базовых условиях хранят в закрытых складах.

7.29. При хранении труб и соединительных деталей в базовых условиях предусматривают меры по защите от атмосферных осадков и подтопления дождевыми или талыми водами.

7.30. В трассовых условиях трубы размещают на открытой ровной площадке. Изолированные трубы рекомендуется укладывать неизолированными концами на лежки или мягкие насыпные земляные валы.

Медные трубы

7.31. Упаковка труб для транспортировки производится в соответствии с требованиями ГОСТ 617. Упаковка соединительных деталей для транспортировки должна отвечать требованиям технических условий изготовителя.

7.32. Трубы и соединительные детали транспортируют всеми видами транспорта в крытых транспортных средствах в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на транспорте данного вида.

7.33. Трубы и соединительные детали хранятся в закрытом помещении при температуре наружного воздуха от минус 40 °С до плюс 40 °С и защищаются от механических повреждений, воздействия влаги и активных химических веществ в соответствии с ТУ 5130-001-05480358.

7.34. Припои хранятся в сухом, закрытом помещении при температуре от минус 40 °С до плюс 40 °С и защищаются от воздействия прямых солнечных лучей, влаги, механических повреждений в соответствии с ТУ 48-3650-10, ТУ 48-21-663.

КВАЛИФИКАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СВАРЩИКОВ И ПАЯЛЬЩИКОВ

Стальные газопроводы

7.35. К производству сварочных работ допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с РД 03-495.

7.36. Перед допуском к работе (дуговой и газовой сваркой) сварщик должен, как правило, сварить допускной стык в следующих случаях:

• если впервые приступает к работе на предприятии;
• при перерыве в работе более двух календарных месяцев;
• при сварке труб, изготовленных из марок стали, отличающихся от ранее свариваемых данным сварщиком своими свойствами по свариваемости;
• если применяют новые для данного сварщика марки сварочных материалов (электродов, сварочной проволоки, флюсов);
• при изменении технологии сварки.

7.37. Вид сварки, технология производства сварочных работ и пространственное положение допускного стыка (поворотный или неповоротный) должны соответствовать выполняемым сварщиком при строительстве объекта.

7.38. Контроль и оценку качества допускного стыка осуществляют внешним осмотром, радиографическим контролем и механическими испытаниями в соответствии с требованиями СНиП 42-01, предусмотренными для контрольных стыков.

7.39 При неудовлетворительных результатах контроля допускного стыка:

• внешним осмотром — стык бракуется и дальнейшему контролю не подлежит;
• физическими методами или механическими испытаниями — проверку следует повторить на удвоенном числе стыков.

В случае получения неудовлетворительного результата хотя бы в одном стыке сварщик должен пройти дополнительную практику по сварке, после чего сварить новый допускной стык, подлежащий испытаниям в соответствии с требованиями настоящего раздела.

7.40. Результаты проверки качества допускных стыков физическими методами и механическими испытаниями следует оформлять протоколами.

Медные газопроводы

7.41 К пайке внутренних газопроводов из медных труб допускаются:

• паяльщики труб не ниже 4-го разряда;
• паяльщики не ниже 5-го разряда,

7.43 Контроль образцов осуществляют:

7.46. При применении метода «распая» нагревают паяное соединение до температуры плавления припоя и разъединяют детали. Измеряют диаметр поверхности пайки D_{1} . Рассчитывают площадь каждого паяного шва по формуле (35)

7.47. Результаты контроля образцов регистрируются в журнале испытаний и оформляются протоколами (Приложения Ж и И).

7.48 При неудовлетворительных результатах контроля образцов:

СВАРКА И ПАЙКА ГАЗОПРОВОДОВ

Стальные газопроводы

7.49. Для соединения труб применяют дуговую (ручную, полуавтоматическую, автоматическую под флюсом) и газовую сварку, стыковую контактную сварку оплавлением, сварку в среде CO_{2} и пайку.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037 и рекомендациям настоящего раздела.

7.50. Технология сварки газопроводов включает: подготовку труб к сварке, сборку стыков, базовую сварку труб в секции и сварку труб или секции в нитку.

При сварке труб условным диаметром более 400 мм двумя сварщиками каждый из них должен поставить (наплавить или выбить) по номеру (клейму) на границах своего участка.

Подготовка труб и деталей к сборке и сборка стыков

7.51. Подготовка кромок под стандартную разделку (рисунок 9) выполняется механической обработкой или газовой резкой с последующей зачисткой шлиф-машинкой.

Рисунок 9. Схема обработки кромки

7.52 Перед сборкой труб необходимо:

• очистить внутреннюю полость труб и деталей от грунта, грязи, снега и других загрязнений;
• очистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб, деталей газопроводов, патрубков, арматуры на ширину не менее 10 мм;
• проверить геометрические размеры кромок, выправить плавные вмятины на концах труб глубиной до 3,5% наружного диаметра трубы;
• очистить до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм.

Концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины, задиры фасок глубиной более 5 мм, обрезают.

При температуре воздуха ниже минус 5 °С правка концов труб без их подогрева не рекомендуется.

7.53. Сборку стыков труб производят на инвентарных лежках с использованием наружных или внутренних центраторов.

Допускаемое смещение кромок свариваемых труб не должно превышать величины 0,15S + 0,5 мм, где S — наименьшая из толщин стенок свариваемых труб.

7.54. Сварка стыков разнотолщинных труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры допускается без специальной обработки кромок при толщине стенок менее 12,5 мм (если разность толщин не превышает 2,0 мм).

Сварка труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры с большей разнотолщинностью осуществляется стандартным переходом длиной не менее 250 мм.

При отсутствии стандартных переходов допускается производить на надземных и внутренних газопроводах низкого давления нахлесточные соединения «труба в трубу» размеров d 50 х 40, 40 х 32, 32 х 25, 25 х 20 мм.

Сварка нахлесточных соединений производится в соответствии с ГОСТ 16037 и выполнением следующих требований:

• просвет между трубами, соединяемыми внахлест, не более 1 — 2 мм и равновелик по периметру;
• величина нахлеста по длине соединяемых труб не менее 3 см;
• на конце трубы меньшего диаметра выполняется фаска вовнутрь под углом не менее 45° на всю толщину стенки трубы;
• соединения свариваемых торцов после специальной подготовки (утонении) кромок изнутри или снаружи более толстостенного элемента с толщиной стенки S_{3} до толщины S_{2} свариваемого торца (рисунок 10), которая не превышает 1,5 толщины менее толстостенного элемента S_{1} .

Обработка с внутренней стороны толщины S_{3} до S_{2} = S_{1}

Соединение S_{2} <= 1,5S без обработки свариваемых торцов

7.59. Сварочные работы на открытом воздухе во время дождя, снегопада, тумана и при ветре скоростью свыше 10 м/с можно выполнять при условии обеспечения защиты места сварки от влаги и ветра.

7.60. Необходимость предварительного подогрева стыков определяют в зависимости от марок стали свариваемых труб, подразделяющихся на следующие группы:

• I — трубы из спокойных (сп) и полуспокойных (пс) сталей марок: Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ 380; 08, 10, 15 и 20 по ГОСТ 1050;
• II — трубы из кипящих (кп) сталей марок: Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ 380;
• III — трубы из низколегированных сталей марок: 09Г2С, 16ГС, 17ГС, 17Г1С и др. по ГОСТ 19281; марки 10Г2 по ГОСТ 4543.

Предварительный подогрев стыков производят при сварке труб с толщиной стенки от 5 до 10 мм электродами с рутиловым или целлюлозным покрытием при температуре наружного воздуха: ниже минус 20 °С — для труб I и II групп, ниже минус 10 °С — для труб III группы.

При сварке при температуре минус 10 °С подогрев труб с толщиной стенки более 10 мм обязателен.

Минимальная температура подогрева должна составлять 100 °С и измеряться на расстоянии 5 — 10 мм от кромки трубы.

Температуру предварительного подогрева контролируют контактными термометрами или термокарандашами (ТУ 6-10-1110).

Место замера температуры контактными термометрами нужно предварительно зачистить металлической щеткой.

Если необходимы и просушка, и подогрев стыка, то производится только подогрев стыка.

7.61. Не рекомендуется зажигать дугу с поверхности трубы. Дуга зажигается с поверхности разделки кромок или же с поверхности металла уже выполненного шва.

7.62. При применении для сборки стыка наружных центраторов снимать их допускается после сварки не менее 50% стыка. При этом отдельные участки шва равномерно располагают по периметру стыка. Перед продолжением сварки корневого шва после снятия центратора все сваренные участки зачищают, а концы швов прорезают шлиф-машинкой.

7.63. До полного завершения корневого слоя шва не рекомендуется перемещать свариваемый стык.

7.64. Для предупреждения образования дефектов между слоями сварного шва перед выполнением каждого последующего слоя поверхность предыдущего слоя очищают от шлака и брызг.

Для облегчения удаления шлака рекомендуется подбирать режимы сварки, обеспечивающие вогнутую (менискообразную) форму поверхности корневого и заполняющих слоев.

Начало и конец кольцевого сварного шва отстоят от заводского шва трубы (детали, арматуры) не ближе: - 50 мм — для диаметров менее 400 мм; - 75 мм — « » « 1000 мм; - 100 мм — » « более 1000 мм.»

Места начала и окончания сварки каждого слоя («замки» шва) располагают для труб диаметром 400 мм и более не ближе 100 мм от «замков» предыдущего слоя шва; для труб диаметром менее 400 мм — не ближе 50 мм.

Дуговая сварка

7.65. Ручную дуговую сварку неповоротных и поворотных стыков труб при толщине стенок до 6 мм выполняют не менее чем в два слоя, при толщине стенок более 6 мм — не менее чем в три слоя. Каждый слой шва перед наложением последующего тщательно очищают от шлака и брызг металла.

Стыки газопроводов диаметром 900 мм и более, свариваемые без остающегося подкладного кольца, должны быть выполнены с подваркой корня шва внутри трубы.

7.66. Автоматическую дуговую сварку под флюсом выполняют по первому слою, сваренному ручной дуговой сваркой (теми же электродами, которыми прихватывались стыки) или сваркой в среде углекислого газа.

7.67. Для автоматической односторонней сварки поверхностных слоев шва труб диаметром от 300 до 800 мм в секции длиной 36 м рекомендуется использовать механизированные трубосварочные базы типа БНС-81, где сборка и сварка первого слоя выполняются на линии ЛСТ-81, а автоматическая сварка под флюсом выполняется на сварочном комплексе ПАУ-502 (технические характеристики приведены в Приложении К).

7.68. Режимы автоматической односторонней сварки под флюсом поворотных стыков труб диаметром от 300 до 800 мм при диаметре электродной проволоки 2 мм приводятся в таблице 18.

Таблица 18

Стыковая электроконтактная сварка

7.69. Техническая характеристика сварочных машин для электроконтактной сварки приводится в таблице 19.

Таблица 19

7.70 Технология стыковой контактной сварки предусматривает:

• сварку труб, выполняемую автоматически по заданной программе с одновременной записью рабочих параметров режима сварки;
• удаление внутреннего и наружного грата.

7.71. Перед сваркой производят подборку труб по диаметру, периметру и толщине стенок.

Разница в периметрах стыкуемых труб не должна, как правило, превышать 12 мм. Разница в толщине стенок стыкуемых труб не должна, как правило, превышать 1,0 мм для толщины стенок до 10 мм и 2,2 мм — для толщины стенок более 10 мм.

Зачистку поверхности труб под токоподводящие башмаки сварочных машин выполняют с помощью специальных зачистных устройств — иглофрезерных или скребковых. Предпочтительно применение иглофрезерных агрегатов типа АЗТ-141.

7.73 Контроль качества сварных соединений, выполненных контактной стыковой сваркой оплавлением, включает в себя:

Индукционная пайка стыков газопроводов

7.84 Технология пайки включает:

• внесение и закрепление припоя в стыке;
• установку нагревающего индуктора на стык.

Стыковка труб осуществляется после установки устройства для сборки и пайки стыков на свободный конец наращиваемого газопровода. При совмещении кромок труб зазор между ними не должен превышать 0,3 мм.

В стык вставляется закладное кольцо припоя (П87 на железомарганцевой основе). Затем на собранный стык наносится защитное покрытие, устанавливается индуктор и, при необходимости, спрейер для принудительного охлаждения стыка, которые являются рабочими узлами устройства для сборки и пайки.

Стык сжимается с усилием, равным 0,1 — 0,2 МПа, и включается индуктор, нагревая стык до температуры пайки (1200 °С), выдерживается при этой температуре под давлением, а после прекращения нагрева производится принудительное или естественное охлаждение стыка до 400 — 500 °С. После этого паяльное устройство переносится к следующему стыку.

При пайке производится контроль основных параметров режима с записью их на регистрирующий прибор.

Вид контролируемых параметров и их количество определяются типом используемой индукционной установки, устройства для сборки и пайки и определяются в технологической карте.

Приемочный контроль качества соединений, выполненных индукционной пайкой, включает в себя:

• визуальный контроль формы паяного соединения;
• контроль зарегистрированных параметров процесса пайки;
• механические испытания образцов паяных соединений.

Внешнему осмотру подвергаются 100% соединений (стыков).

Поверхность стыка после удаления защитного покрытия имеет блестящий металлический цвет.

На наружной поверхности стыка не допускаются наплывы припоя, превышающие 3 мм. Наплывы свыше 3 мм могут быть сошлифованы, при этом не допускается уменьшение толщины стенки трубы.

Величина наружного смещения кромок по периметру стыка не превышает 1 мм, при этом обеспечивается плавный переход поверхности шва к основному металлу.

Допускается местное незаполнение соединительного зазора припоем на глубину не более 1,5 мм и суммарной длиной не более 1/3 периметра стыка. При этом поверхность шва в местах незаполнения соединительного зазора также имеет блестящий металлический цвет и обеспечивает плавный переход от поверхности шва к основному металлу.

При несоответствии хотя бы одного из параметров соединения указанным требованиям стык бракуется и подлежит вырезке из газопровода.

Контролю на соответствие фактического режима пайки, записанного на диаграмме самопишущего прибора, подвергаются 100% стыков.

На диаграммах указываются: номер стыка и клеймо оператора-паяльщика, диаметр и толщина стенок спаянных труб, температура окружающего воздуха и дата пайки. Диаграммы должны быть подписаны оператором, производителем работ, контролером.

При отклонении фактического режима пайки, записанного на диаграмме, от заданного в технологической карте стык подлежит вырезке из газопровода.

Для труб диаметром менее 100 мм проводят испытания трех стыков на растяжение и трех стыков на сплющивание.

Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XVIII ГОСТ 6996.

Форма образцов для испытания на сплющивание соответствует типу XXX ГОСТ 6996.

Для труб диаметром 100 мм и более проводят испытания образцов на растяжение и изгиб. Образцы вырезаются равномерно по периметру трубы: число образцов для испытания на растяжение — 2, на изгиб — 4.

Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XII или XIII ГОСТ 6996.

Форма образцов для испытания на статический изгиб соответствует типу XXVII ГОСТ 6996. Диаметр нагружающей оправки при испытании на изгиб равен четырем толщинам образца.

Временное сопротивление разрыву паяного соединения, определенное как среднее арифметическое результатов, полученных при испытании образцов, должно быть не меньше нормативного значения временного сопротивления разрыву металла труб.

Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10% ниже нормативного требования, если средний арифметический результат отвечает нормативным требованиям.

При испытании на сплющивание величина просвета между сжимающими поверхностями при появлении первой трещины на поверхности образца должна быть не менее 20 мм. Появление надрывов длиной до 5 мм по кромкам и на поверхности образца, не развивающихся дальше в процессе испытания, браковочным признаком не является.

Среднее арифметическое значение угла изгиба образцов должно быть не менее 70°, а его минимальное значение — не ниже 40°. При подсчете среднего значения все углы больше 110° принимаются равными 110°.

При получении неудовлетворительных результатов испытаний контрольного стыка вырезают еще два дополнительных контрольных стыка, на которых вновь проводят испытания.

При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы одного из дополнительных контрольных стыков необходимо:

• пайку прекратить, установить причину получения неудовлетворительного качества паяного соединения; работа может быть продолжена данным паяльщиком на той же установке только после получения удовлетворительных результатов испытаний допускного стыка в соответствии с настоящим разделом СП;

Газовая сварка и сварка в CO_{2}

Газовую сварку производят в один слой.

7.86. Газовая сварка стыков выполняется восстановительным пламенем присадочной проволокой диаметром 1,5 — 3 мм по предварительно очищенным до металлического блеска кромкам свариваемых труб согласно режиму, приведенному в таблице 20.

7.87. Сварку труб рекомендуется производить газовыми горелками инжекторного типа Г2 и Г3 с давлением 0,9 — 3,9 кПа (0,01 — 0,04 кгс/см2), в частности Г2-0,5 «Норд» со сменными наконечниками, меняемыми в зависимости от толщины свариваемых труб; газ для питания горелок должен поставляться в стальных, аттестованных по срокам пользования баллонах.

Цвет баллонов: для кислорода — голубой, для ацетилена — белый, для пропан-бутана — красный, для углекислоты — черный.

7.88. Понижение давления газа, подаваемого от баллонов к горелке, осуществляется через редукторы: для кислородных баллонов рекомендуется использовать редуктор БКО-50-4 или его малогабаритный аналог БКО-25-МГ, для ацетиленовых баллонов — редукторы БАО-5-4 и малогабаритный БАО-5-МГ, для пропановых — БПО-5-4 и малогабаритный БПО-5-МГ.

7.89. Для сварки труб диаметром до 150 мм включительно допускается применение полуавтоматической дуговой сварки в углекислом газе плавящимся электродом.

Сварка выполняется на постоянном токе обратной полярности электродной проволокой Св-08ГС или Св-08Г2С диаметром 0,8 — 1,2 мм.

7.90. Сварку труб в среде CO_{2} рекомендуется производить в базовых условиях. Перечень оборудования и режимов — см. таблицу 21.

Таблица 21

7.91. Число слоев в шве должно быть не менее двух. После сварки первого слоя в среде CO_{2} обязательна зачистка поверхности металлическими щетками от шлака и брызг. Усиление наружного шва должно быть в пределах 1 — 3 мм, установленных ГОСТ 16037.

Сварочные материалы

7.92. Сварочные материалы, применяемые для сварки стальных газопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ (ТУ).

При температуре эксплуатации газопроводов (расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства для внутренних в неотапливаемых помещениях и надземных газопроводов) до минус 40 °С дуговую сварку труб из углеродистой стали производят электродами типа Э42, Э46, из низколегированной — типа Э50.

• Э42-Ц, Э46-Ц диаметром 2,0; 3,0; 3,25; 4,0 мм с целлюлозным покрытием — для сварки корневого слоя шва труб I — III групп;
• Э42А, Э42Б, Э46А, Э50Б диаметром 2,5; 3,0; 3,25 мм с основным покрытием — для сварки корневого слоя шва труб I и III групп;
• Э42А, Э42Б, Э46А, Э46Б, Э50А, Э50Б диаметром 3,25 и 4,0 мм с основным покрытием — для сварки заполняющих и облицовочного слоев шва труб I и III групп;

• для труб I и II групп — СВ-08 и АН-348-А, СВ-08А и АНЦ-1 (ТУ 108.1424), СВ-08ГА и АН-47;

Перед применением сварочные материалы проверяют внешним осмотром на их соответствие требованиям ГОСТ (ТУ). При обнаружении дефектов (обсыпка защитной обмазки электродов и их увлажнение, коррозия сварочной проволоки) применение этих материалов не допускается.

7.94 При дуговой сварке труб в среде углекислого газа применяют:

7.95 При газовой сварке следует применять:

Контроль качества сварных соединений

• швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, выходящих на поверхность пор, а также подрезов глубиной более 5% толщины стенки труб (более 0,5 мм) и длиной более 1/3 периметра стыка (более 150 мм).

7.98 По результатам проверки радиографическим методом стыки следует браковать при наличии следующих дефектов:

• трещин, прожогов, незаваренных кратеров;
• непровара по разделке шва;
• непровара в корне шва и между валиками глубиной более 10% толщины стенки трубы;
• непровара в корне шва и между валиками свыше 25 мм на каждые 300 мм длины сварного соединения или свыше 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм;
• непровара в корне шва в стыках газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;
• непровара в корне шва в сварных соединениях, выполненных с подкладным кольцом;
• если размеры дефектов стыков (пор, шлаковых и других включений) превышают установленные для класса 6 по ГОСТ 23055.

7.99. По результатам ультразвукового контроля стыки следует браковать при наличии дефектов, площадь которых превышает площадь отверстия в стандартных образцах предприятия, прилагаемых к ультразвуковому аппарату, а также при наличии дефектов протяженностью более 25 мм на 300 мм длины сварного соединения или на 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм.

МЕДНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Подготовка труб к сборке

7.100. Для резки медных труб применяют мелкозубые ножовки по металлу, дисковые труборезы (рисунок 12), трубоотрезные станки и т.д. Для сохранения перпендикулярности кромки резки по отношению к оси трубы применяют корытообразную оправку. Образующиеся после резки заусенцы необходимо тщательно удалить.

Рисунок 12

а — обрезка медной трубы с помощью ножовки и корытообразной оправки; б — дисковая труборезная пила

Для обеспечения перпендикулярности кромки резки по отношению к оси и чистой поверхности кромки рекомендуется применение дисковой труборезной пилы. Правильная прорезь трубы без ее деформации получается после 5 — 7-кратной прокрутки станка вокруг оси трубы, причем каждый раз дисковый резец вводится в стенку трубы на глубину до 0,2 мм. Задиры, которые образуются внутри трубы, легко удаляются скребком, при этом необходимо избегать снятия фаски с конца трубы, что нежелательно при последующем соединении.

7.101. Гибку медных труб в твердом состоянии наружным диаметром до 22 мм допускается выполнять холодным способом (рисунок 13), радиус гиба — не менее 3 — 6 наружных диаметров трубы при толщине стенки 1 мм (таблица 22). Для гибки медных труб используются те же самые инструменты (трубогибочные станки), что и для ручной гибки стальных труб.

Рисунок 13. Холодная гибка медной трубы

Таблица 22

7.102. Гибку труб наружным диаметром более 22 мм выполняют только после предварительного смягчающего отжига в месте гиба, радиус гиба не менее 5 наружных диаметров трубы. Холодная гибка с предварительным отжигом требует применения специального трубогибочного станка с одновременным калиброванием внутреннего сечения сгибаемой трубы. При горячей гибке трубу предварительно заполняют сухим песком. Перед нагревом определяют зону нагрева и гибки в соответствии с рисунком 14.

Рисунок 14. Определение зоны гибки и зоны нагрева перед гибкой для исполнения дуги под углом 90°

7.103. Трубу нагревают ацетилено-воздушной или ацетилено-кислородной горелкой, головка которой подбирается в зависимости от диаметра трубы так, чтобы избежать перегрева материала трубы. Пламя в горелке поддерживается нормальным (нейтральным), с гладким и четким ядром. В начале нагрева расстояние между головкой горелки и нагреваемой поверхностью должно быть, как правило, равно двойной длине конуса пламени, затем это расстояние увеличивают вдвое. Горелку держат в таком положении до достижения температуры около 650 °С.

Последовательность действий при горячей гибке труб следующая:

• концы заполненной песком трубы закупориваются деревянной пробкой;
• производится предварительный нагрев (до потускнения поверхности трубы);
• труба нагревается равномерно по всей намеченной длине до температуры около 650 °С, т.е. до получения темно-красного цвета поверхности трубы;
• производится медленная гибка на трубогибочном станке;
• после окончания гибки из трубы удаляется песок и происходит естественное охлаждение гнутой трубы.

7.104. Медные трубы перед сборкой калибруют (рисунок 15) с применением специальных приспособлений до обеспечения размеров в соответствии с таблицей 5 и рисунком Д.1 Приложения Д.

Рисунок 15. Схема калибровки медных труб перед монтажом

Пайка газопроводов

7.105. При монтаже внутренних газопроводов из медных труб применяется высокотемпературная пайка твердым припоем, при этом применяют телескопические (капиллярные) паяные соединения ПН-4, ПН-5 по ГОСТ 19249 (рисунок 16).

Рисунок 16. Схема паяного соединения

В исполнительной документации условные обозначения паяных соединений состоят из:

• буквенно-цифрового обозначения типа паяного соединения;
• толщины паяного соединения;
• ширины и длины соединения;
• обозначения ГОСТ.

Пример полного условного обозначения телескопического паяного соединения ПН-5 толщиной 0,1 мм, шириной 15 мм, длиной 47 мм:

ПН-5 0,1 х 15 х 47 ГОСТ 19249-73.

Паяный шов характеризуется следующими показателями:

1. Конструктивными элементами паяного шва являются: капиллярный участок шва и галтель (галтели).

2. Основными параметрами конструктивных элементов паяного шва являются: толщина, ширина и длина капиллярного участка шва.

3. Толщина шва определяется расстоянием между поверхностями соединенных деталей (это расстояние эквивалентно величине паяного зазора).

4. Ширина шва определяется протяженностью капиллярного шва в сечении, характеризующем тип паяного соединения. В телескопических соединениях ширина шва равна длине нахлестки (размер L_{1} , L_{3} ).

5. Длина шва для телескопического соединения равна длине окружности паяного соединения (\pi D_{1}) .

6. Толщина шва определяется величиной сборочного зазора и физико-химическими свойствами паяемого материала и припоя (см. таблицу 5).

7. Величина нахлестки определяется механическими свойствами паяемого материала, паяного шва и требованиями, предъявляемыми к конструкции.

7.106 Перед пайкой стыкуемые поверхности труб и соединительных деталей обрабатывают одним из следующих способов:

• травлением в растворе кислот в составе: серная кислота — 100 г, азотная кислота — 100 г, соляная кислота — 20 г на 1 л воды, температура раствора 18 — 25 °С, время обработки 2 — 3 мин с последующей нейтрализацией в растворе углекислого натрия — 150 г на 1 л воды и промывкой в горячей воде (температура 70 — 90 °С). Обработанные детали до пайки допускается хранить не более 3 сут, по истечении 3 сут необходима повторная обработка стыкуемых поверхностей;
• ультразвуковым травлением медных деталей в 10 — 30%-ном водном растворе серной кислоты с добавлением 5 — 6% хромистого ангидрида при температуре 20 — 30 °С, максимальная длительность травления 3 мин, с обязательным последующим пассивированием в 20 — 30%-ном водном растворе кальцинированной или каустической соды при температуре 20 — 30 °С в течение 1 — 5 мин. Длительность хранения деталей после ультразвукового травления до 60 сут;
• другими способами, обеспечивающими качественную подготовку поверхности и сохранение размеров в пределах допуска.

7.113 Баллоны с газом должны храниться в вертикальном положении.

7.114. Емкости с растворами кислот и щелочей после работы сдают на склад, не допускается слив растворов кислот и щелочей в канализацию.

Контроль качества пайки

7.115. Операционный контроль в процессе сборки и пайки газопроводов из медных труб следует производить в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01.

7.118. Все швы, выполненные паяльщиком на данном объекте, подвергаются проверке приемочной комиссией с участием представителей заказчика. Выявленные в результате внешнего осмотра паяного соединения дефекты пайки допускается исправить повторной пайкой. При повторении дефекта на одном и том же соединении дефектный участок следует вырезать и установить ремонтные соединительные детали, при этом паяльщик может быть допущен к работе только после дополнительного обучения и выполнения трех допускных соединений.

МОНТАЖ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

7.121. В качестве раскладочных лежек могут быть использованы деревянные брусья с выемкой по форме трубы, которая располагается в средней части лежки. Размеры лежек выбираются на стадии разработки проекта производства работ (ППР). При этом учитываются: диаметр труб, длина трубных элементов (одиночных труб или секций), грунтовые условия, вспомогательное технологическое назначение этих устройств и т.п.

Не рекомендуется оставлять незаконченными сварные соединения захлестов, т.е. устраивать длительные перерывы в работе, когда стыкуемые плети с незавершенным сваркой стыком находятся на весу.

МОНТАЖ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Строительство надземных переходов

7.131. Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров для балочных переходов газопроводов диаметром более 200 мм приведены в таблице 23.

Таблица 23

7.136. Балочные переходы выполняются прокладкой газопровода по опорам или эстакадам.

7.137. Подготовленные для монтажа балочного перехода плети, компенсаторы, отводы, опорные части и т.д. окрашивают до их установки на место; по окончании монтажа окрашивают монтажные стыки и отремонтированные поврежденные при монтаже места.

Отделочные работы рекомендуется выполнять с подвесных люлек, лесов, плавсредств, монтажной вышки.

7.139 Монтаж висячего перехода газопровода выполняется в следующей последовательности:

• подготовка несущих тросов, оттяжек и подвесок и их монтаж;
• монтаж газопроводов с компенсаторами и присоединение к общей трассе;
• монтаж ветровых систем;
• регулирование несущих и ветровых систем;
• антикоррозионные работы.

7.140. Устройство фундаментов и анкерных опор выполняют по аналогии с фундаментами балочных переходов.

Пилоны рекомендуется применять жесткие или гибкие, а крепление к фундаментам — жесткое или шарнирное. К месту строительства пилоны рекомендуется доставлять в собранном виде или отдельными крупными секциями.

Небольшие пилоны допускается устанавливать на фундамент при помощи кранов или монтажных мачт.

Пилоны, имеющие большую высоту, рекомендуется устанавливать при помощи падающей стрелы, а затем подъемными тросами и раскреплять временными расчалками.

Для висячих переходов в качестве несущих и ветровых тросов применяют канаты или круглую сталь.

Для вытяжки и разметки тросов рекомендуется устраивать специальные сооружения (настил, эстакада и т.д.). После разметки тросы следует сматывать на барабаны и доставлять к месту монтажа. Вытягивать тросы рекомендуется при помощи полиспастов и лебедок или домкратов и закреплять их концы анкерными болтами. Вытянутые концы канатов закрепляют в специальные стаканы, где их расплетают, проволоку заправляют в конусные отверстия стаканов, после чего заливают цинковым сплавом. После заделки концов тросы дважды растягивают до проектных напряжений и в таком положении краской размечают места опирания их на пилоны и крепления.

Концы тросов из круглой стали рекомендуется закреплять с помощью гаек.

Для монтажа тросов рекомендуется использовать механизмы, применяемые для подъема пилонов или специальные подъемные устройства, устанавливаемые на вершинах пилонов.

С берега на берег тросы рекомендуется протаскивать лебедками с помощью подмостей, плотов, понтонов или по монтажному тросу. При этом необходимо предохранять оцинкованную поверхность тросов от повреждений.

• протаскиванием плетей по подмостям;

В первом случае плеть газопровода рекомендуется прикреплять к тросам с помощью подвесок и поднимать при одновременном подъеме обоих пилонов вместе с тросами.

• по закрепленным к подвескам опорам, на которых установлены временные или постоянные ролики;

Продвигаемую часть газопровода на берегу рекомендуется поддерживать трубоукладчиками или временными опорами.

7.141 Шпренгельные переходы рекомендуется монтировать:

При первом способе шпренгель допускается собирать в горизонтальном положении с установкой временных опор под газопровод.

УКЛАДКА ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Способы и правила укладки

7.142. Укладку осуществляют одиночными трубами (секциями) с последующей сваркой их в траншее или длинномерными плетями, предварительно сваренными на берме траншеи.

7.146. После завершения сварочных работ и контроля качества кольцевых швов производят работы по очистке и изоляции околошовных зон, используя при этом специальные (портативные) средства малой механизации или механизированный инструмент.

7.147. Плеть газопровода следует укладывать в траншею в соответствии с проектом производства работ (ППР), в котором может быть предусмотрен один из следующих рекомендуемых способов:

• приподнятием над монтажной полосой, поперечным надвиганием на траншею и опусканием на ее дно плетей, сваренных из труб с заводской или базовой изоляцией (при предварительной изоляции сварных стыков);
• предварительным приподнятием над монтажной полосой с последующим поперечным надвиганием в проектный створ и опусканием на дно траншеи трубных плетей с одновременной их очисткой и изоляцией механизированными методами (совмещенный способ производства изоляционно-укладочных работ);
• теми же приемами, что и в предыдущем случае, но без очистки и изоляции, которые выполняются на трассе заблаговременно (раздельный способ производства работ по очистке, изоляции и укладке газопровода);
• продольным протаскиванием с монтажной площадки заранее подготовленной (включая нанесение изоляции, футеровки, балластировки) длинномерной плети непосредственно по дну обводненной траншеи;
• продольным протаскиванием циклично по дну траншеи плети, наращиваемой из отдельных труб или секций на монтажной площадке;
• продольным перемещением с береговой монтажной площадки трубной плети на плаву по мере ее наращивания (включая сварку, контроль качества кольцевых швов, очистку и изоляцию стыков, балластировку и пристроповку разгружающих понтонов или поплавков) с последующим погружением этой плети в проектное положение путем отстроповки понтонов (поплавков);
• теми же приемами, но без предварительной балластировки и без применения понтонов (поплавков); в этом случае погружение плети на дно траншеи осуществляется за счет навески на плавающий газопровод балластирующих устройств специальной конструкции;
• заглублением в грунт под действием собственного веса заранее подготовленных плетей за счет принудительного формирования под газопроводом в процессе его укладки щелей в грунте (бестраншейное заглубление);

• опуском плети без применения подъемных машин в траншею, разрабатываемую методом «подкопа».

7.148. Технологические схемы выполнения укладочных (изоляционно-укладочных) работ выбираются из числа типовых либо разрабатываются на стадии составления проекта производства работ (ППР), основываясь на исходных данных, по трубам (сопротивляемость монтажным воздействиям, склонность к образованию гофр, чувствительность к овализации поперечного сечения и т.п.). При отсутствии справочных данных об этих свойствах следует, как правило, на стадии подготовки строительного производства организовать проведение предварительных испытаний труб или трубных плетей.

Все параметры, указанные в технологических схемах, наряду с номинальными их значениями сопровождаются обоснованными допусками (в виде абсолютных или относительных показателей).

7.149 При укладке газопровода в траншею обеспечивают:

• недопущение в процессе опуска плетей их соприкосновений с бровкой или стенками траншеи;
• сохранность стенок самого газопровода (отсутствие на нем вмятин, гофр, изломов и других повреждений);
• сохранность изоляционного покрытия и других элементов конструкции газопровода (утяжелителей, защитных покрытий и т.п.);
• получение полного прилегания газопровода ко дну траншеи по всей его длине; если в проекте принято решение, заведомо исключающее возможность выполнить это требование (например, предусмотрено использование в качестве основания под газопровод специальных прокладок или мешков, заполненных песком), то там же должны быть указаны допустимые значения пролетов и предельные отклонения точек опирания по высоте.

7.150. При выборе грузозахватной оснастки (в частности, троллейных подвесок) соблюдают требование к удельным нагрузкам на газопровод, которые не должны превосходить допустимых значений для данного вида изоляционного покрытия, а в ряде случаев — и для стенок самого газопровода.

7.151. Применяют только такие схемы производства работ, при разработке которых суммарные расчетные напряжения в газопроводе (из условия обеспечения местной устойчивости стенок труб) не превышают:

• 0,9 предела текучести трубной стали при соотношении толщины стенки \delta к диаметру труб D , равном и более;
• 0,75 предела текучести при условии 130>\delta D>180 ;
• 0,6 предела текучести при условии \delta D<180 .

При реализации этих условий на стадии выбора из числа типовых или создания новых технологических схем укладки (монтажа) газопроводов необходимо стремиться к тому, чтобы с уменьшением относительной толщины стенки применялись бы более «щадящие» методы организации и производства работ (в частности, за счет увеличения числа технологических разрывов в нитке газопровода на участках трассы с пересеченным рельефом, преимущественного использования труб с заводским изоляционным покрытием, более тщательной «привязки» кривых машинного гнутья к профилю траншеи и т.п.).

7.152. Работы по укладке двух или нескольких газопроводов в общую траншею можно производить как одновременно, так и последовательно.

7.153. В процессе работы по укладке нескольких газопроводов в одну траншею обеспечивают заданные проектом расстояния между осями смежных ниток; с этой целью можно использовать дистанционные прокладки (проставки), балластирующие устройства или прерывистые присыпки в виде призм. Последний из перечисленных способов применим только на участках трассы с сухими грунтами.

Во всех случаях принимаемые для обеспечения данной цели конструктивные решения (размеры, расположение по трассе и т.д.) обосновываются соответствующими расчетами.

7.154. При одновременном строительстве многониточных газопроводов в раздельных траншеях укладку начинают с левого крайнего (по ходу движения линейных строительных потоков) газопровода, чтобы исключить необходимость устройства проездов для строительной техники над уже проложенными газопроводами.

Укладка с бермы траншеи

7.155. При применении труб с заводской или базовой изоляцией укладка изолированной трубной плети может выполняться непрерывным либо циклическим методом путем «перехвата» или «переезда». При непрерывном опуске применяют катковые (ролико-канатные) полотенца, а также троллейные подвески, для цикличной укладки используют мягкие монтажные полотенца.

7.156. Заготовка изолированных плетей на трассе может производиться как за счет использования труб с заводским или базовым антикоррозионным покрытием (применительно к трубам любого диаметра), так и путем трассовой изоляции плетей после их сварки на монтажной полосе (как правило, применительно к трубам диаметром более 250 мм). В первом случае изоляционные работы на трассе сводятся лишь к очистке и изоляции зон кольцевых сварных швов.

7.157. Расстановка машин и оборудования в колонне, выполняющей работы по очистке и изоляции плетей на трассе, представлена на рисунках 18 и 19, а основные параметры технологических схем сведены в таблице 24. Очистка и изоляция трубных плетей могут производиться раздельными машинами (очистной и изоляционной) либо одной, совмещающей в себе те и другие функции («комбайном»).

Рисунок 18. Схема расстановки трубоукладчиков

для очистки и изоляции труб диаметром: а — 500 мм и менее;

Рисунок 19. Схема расстановки трубоукладчиков

7.158. Приведенные в таблице 24 данные относятся к процессам очистки и изоляции, когда трасса газопровода проходит по местности с нормальными условиями. На сложных участках трассы в колонне рекомендуется иметь дополнительный трубоукладчик, который должен располагаться там, где возникает опасность появления перенапряжений в газопроводе или перегрузок штатных трубоукладчиков.

7.159. При выполнении очистки и изоляции плетей в трассовых условиях в составе колонны должна находиться, как правило, установка для сушки труб (СТ), которая (помимо удаления с поверхности газопровода влаги) обеспечивает подогрев металла труб до требуемой температуры.

Если невозможно применять опоры (например, на болотах), то плеть следует в месте производства работ приподнять с помощью трубоукладчиков, количество и расположение которых должны соответствовать данным, приведенным в таблице 25 и на рисунках 20 и 21.

Рисунок 20. Схемы расстановки трубоукладчиков при непрерывной укладке плети газопровода (см. таблицу 25)

Рисунок 21. Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода диаметром: а — 500 — 800 мм; б — 800 — 1000 мм; в — св. 1000 мм при использовании комбайна

7.161. Подготовленные к укладке плети находятся на удалении от бровки траншеи на расстоянии не менее 0,5 м.

7.162. Металлические части трубоукладчиков, в частности их стрелы, а также жесткие детали монтажных приспособлений (траверсы, грузонесущие скобы и т.п.), которые могут в процессе работы контактировать с трубой, снабжаются прокладками из эластичного материала.

7.163. Непосредственно перед укладкой плети, а также в процессе ее опуска в траншею осуществляют тщательный контроль за состоянием изоляционного покрытия и принимают неотложные меры по устранению обнаруженных дефектов.

7.164 Укладку газопровода можно вести по одной из двух схем:

• I схема — сваренную и полностью заизолированную (включая стыки) плеть приподнимают над строительной полосой на высоту, равную 0,5 — 0,7 м, с помощью нескольких трубоукладчиков и смещают ее в сторону траншеи; затем производят опуск плети в проектное положение. Указанные операции могут выполняться как непрерывным способом (с использованием катковых средств), так и циклично (с применением мягких монтажных полотенец);
• II схема — плеть с неизолированными стыками приподнимают над строительной полосой на высоту, равную 1,2 — 1,5 м (эта высота назначается применительно к средней части колонны); подъем плети осуществляется трубоукладчиками, которые создают фронт работ для очистки и изоляции стыков. По мере готовности плети к укладке производят ее надвижку в сторону траншеи и опуск в проектное положение.

Процесс укладки по данной схеме производится циклично с периодом, определяемым интервалом времени, необходимым для очистки и изоляции стыков.

7.165. Под приподнятый участок газопровода для обеспечения безопасности процесса очистки и изоляции стыков подводят страховочные опоры.

7.166. При производстве работ по изоляции стыков и укладке газопровода цикличным способом следует стремиться к тому, чтобы расстояния между трубоукладчиками (группами трубоукладчиков) в колонне были бы между собой одинаковыми с тем, чтобы обеспечивалась их соизмеримость с расстояниями между сварными стыками, подлежащими изоляции.

7.167. Укладка газопровода в траншею (с предварительно изолированными стыками или со стыками, на которые наносится изоляция в процессе укладки) при непрерывном методе опуска производится с использованием технологических схем, показанных на рисунке 20.

Значения расстояний между трубоукладчиками (или их группами) приведены в таблице 25.

7.168. При циклической укладке (методом «перехвата» или «переезда») в колонне находится дополнительно один трубоукладчик, обеспечивающий поочередную подмену тех, которые перемещаются без нагрузки к новой рабочей позиции.

7.169. Схема расстановки трубоукладчиков (без учета подменяющего трубоукладчика) в колонне при цикличном методе укладки равномерная, т.е. все расстояния (l) между точками подвеса газопровода одинаковые, эти расстояния приведены в таблице 26.

7.170. При совмещенном способе производства работ по нанесению на газопровод изоляции (в трассовых условиях) и его укладке, который применяется, как правило, при диаметрах труб свыше 500 мм, применяются схемы производства работ, представленные на рисунках 21 и 22, а значения расстояний l_{1} и l_{2} — в таблице 26.

7.171. Если газопровод на коротких участках содержит большое количество поворотов (с использованием отводов) или на трассе имеется большое количество пересечений (дороги, подземные газопроводы и другие коммуникации), укладочные работы производят методом последовательного наращивания, выполняя монтаж нитки непосредственно в проектном положении из отдельных труб или секций, подаваемых с бермы.

7.172. Укладочные (изоляционно-укладочные) работы в горных условиях при поперечных уклонах строительной полосы до 8° и на полках, имеющих достаточную ширину для прохода колонны, при их продольной крутизне не более 10° выполняются теми же методами, что и в обычных условиях.

На косогорах с уклоном более 8° необходимо устраивать полки.

7.173. При продольных уклонах трассы от 10° до 25° изоляционно-укладочная колонна должна работать, как правило, с использованием дополнительного трубоукладчика, оснащенного монтажным полотенцем. При подходе колонны к участку со спуском его следует устанавливать перед головным трубоукладчиком, а при завершении работ на затяжном подъеме — в конце колонны, т.е. позади изоляционной машины.

7.174. На участках трассы с продольными уклонами более 25° изоляционно-укладочные работы ведутся совместно со сварочно-монтажными в такой последовательности:

• доставка отдельных труб или секций на специально подготовленные монтажные площадки, которые размещают на горизонтальных участках трассы;
• очистка, изоляция и футеровка труб (секций) или плетей, которые заранее могут быть заготовлены на тех же монтажных площадках;
• последовательное наращивание газопровода, включая выполнение работ по очистке и изоляции зон сварных стыков, с периодической подачей его по уклону вдоль траншеи.

Продольное перемещение наращиваемой плети осуществляют с помощью трубоукладчиков, тягачей и тракторных лебедок, установленных и закрепленных путем якорения на монтажной площадке.

7.175. Допускается в отдельных случаях производить укладку трубной плети с бермы траншеи в обводненную траншею; при этом укладываемые плети должны быть предварительно забалластированы либо их пригрузку или закрепление на проектных отметках производят из положения «на плаву» с применением специальных балластирующих или анкерных устройств, технологий и средств механизации.

Особенности производства укладочных работ на заболоченной местности

7.176. Изоляционно-укладочные работы в условиях болот выполняют преимущественно в зимнее время с промерзшей полосы с использованием технологических схем, которые применяют в обычных условиях.

7.177. Укладку газопровода на периодически затопляемой заболоченной или обводненной (заозеренной) местности, если он забалластирован утяжелителями кольцевого типа, с учетом характера местности и гидрогеологических условий можно производить следующими способами:

• протаскиванием с монтажной площадки или берегового спускового канала длинномерных плетей по дну траншеи или водоема (в летний период);
• сплавом длинномерных плетей, оснащенных поплавками, по обводненной траншее или водоему с последующей отстроповкой поплавков;
• с бермы траншеи колонной трубоукладчиков цикличными способами («переездом» или «перехватом»);
• путем выемки грунта из-под смонтированной на поверхности болота плети газопровода, положение оси которого должно соответствовать заданному проектом створу («бесподъемный» способ укладки).

7.178. Для беспрепятственного прохода сварочно-монтажной и укладочной бригад по болоту при минусовой температуре окружающего воздуха толщина промороженного слоя торфяной залежи должна быть, как правило, не менее 1,0 м.

7.179. При строительстве газопроводов на болотах сплавинного типа в зимнее время при их глубине более 3 м с промороженной естественным или искусственным путем торфяной залежью не менее 1 м предусматривают устройство вдольтрассовых проездов для автотранспорта и строительных машин, а также для выполнения работ по монтажу, сварке, изоляции и укладке газопровода; технология производства этих работ должна быть такая же, как и в обычных условиях.

7.180. При укладке газопровода в летний период на болотах с высокой обводненностью и на заозеренных участках трассы, где работы предстоит вести методом сплава, необходимо, как правило, придерживаться следующего технологического порядка:

• на монтажной площадке выкладывают трубы или секции в створе траншеи;
• сваривают их в плеть;
• изолируют зоны стыков;
• балластируют путем навески кольцевых пригрузов;
• закрепляют на плети поплавки;
• с помощью лебедок или других тяговых средств заготовленную плеть сплавляют по обводненной траншее.

На освободившееся место на монтажной площадке выкладывают другие трубы и повторяют те же операции. Процесс наращивания сплавляемого участка длится до тех пор, пока головной конец плети не окажется на противоположном берегу болота. После окончания сплава плети опускают на дно траншеи путем последовательной отстроповки поплавков, которые оснащены специальными механическими замками с дистанционным приводом.

7.181. Конструкция поплавков, их грузоподъемность (полезная положительная плавучесть), а также расстояния между ними вдоль сплавляемой плети обосновываются расчетным путем и отражаются в ППР. При этом устанавливается наиболее рациональная взаимосвязь между грузоподъемностью и расстановкой поплавков, позволяющая при заданной глубине погружения газопровода получить возможно минимальные напряжения изгиба либо не превышающие установленного допустимого значения.

7.182. Протаскивание плети производят без длительных перерывов (каждый из них по продолжительности не должен, как правило, превышать 12 ч). Несоблюдение этого требования может вызвать присос труб к дну траншеи или водоема, занос подводной траншеи или оползание ее стенок, кроме того, в условиях низких температур возникает опасность примерзания плети к грунту на монтажной площадке и в урезной части перехода.

7.183. При протаскивании плети рекомендуется пользоваться преимущественно лебедками с гидравлическим приводом, которые без заметных перегрузок обеспечивают процесс перемещения плети с места. Механические лебедки могут применяться в основном при прокладке коротких (не более 60 м) участков газопровода. Расчет тяговых усилий должен входить в состав ППР.

7.184. Тяговые лебедки, а также отводные блоки, используемые для передачи усилий под углом к направлению створа перехода (когда это необходимо исходя из местных условий), обеспечиваются неподвижными якорями; выбор их конструкции производится на основе расчетов, выполняемых на стадии разработки ППР.

7.185. Если местность в зоне расположения береговой монтажной площадки имеет значительный продольный уклон (более 7°) и крутые приурезные участки (более 15°), то для удержания плети от самопроизвольного сползания используют подвижные якоря (бульдозеры, тракторные лебедки и т.п.).

7.186. Протаскивание предварительно зафутерованной и забалластированной плети в летнее время производится непосредственно по дну подводной траншеи или водоема; при этом требования к тяговым средствам и якорным устройствам остаются такими же, как для зимнего строительства.

7.187. В качестве грузозахватной оснастки используют мягкие монтажные полотенца соответствующей грузоподъемности.

7.188. При укладке газопровода (с предварительной балластировкой или без нее) вдоль трассовой грунтовой насыпи в состав работ по подготовке строительной полосы добавляется следующее:

• спуск поверхностной воды с подготавливаемого участка;
• раскладка на естественный, как правило, слабый грунт полотнищ из нетканого синтетического материала (НСМ) или устройство лежневого настила;
• формирование грунтовой насыпи из привозного грунта.

Устройство грунтовой насыпи может производиться как в летнее, так и в зимнее время.

Укладка методом «подкопа»

7.189. На участках трассы, где по условиям прокладки газопровода требуется его пригрузка, но вместе с тем несущая способность грунтов обеспечивает возможность прохода по трассе строительной техники, допустимо применение бесподъемного способа укладки (метода «подкопа») — см. рисунок 23.

Рисунок 23. Укладка газопровода методом «подкопа»

а — расчетно-технологическая схема укладки за один проход; б — расчетная схема поэтапного опуска за два прохода

Монтаж плети осуществляется непосредственно по оси будущей траншеи. Процесс заглубления плети происходит за счет выемки грунта из-под газопровода и осуществляется под действием ее собственного веса (без использования трубоукладчиков). Разработку грунта производят двухроторным экскаватором. Примерные показатели, характеризующие данный процесс, приведены в таблице 27.

Таблица 27