Проектирование газопроводов

Проектное бюро завода «ОЗРМ» в сотрудничестве с проектным институтом ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет проектирование газопроводов и трубопроводов газа на любых промышленных объектах.

Проектирование газопроводов

Проектирование газопроводов — основные направления проектно-изыскательских работ в области трубопроводного транспорта проектного бюро завода и проектного института ООО «ПриволжскНИПИнефть».
Можно выделить следующие направления работы проектного бюро:

  • проектирование газопроводов;
  • проектирование газопроводов нефтегазовых месторождений;
  • проектирование трубопроводов газовых месторождений;
  • проектирование газопроводов газоконденсатных месторождений;
  • проектирование магистральных газопроводов;
  • проектирование трубопроводов газа;
  • проектирование трубопроводов сжиженного газа;
  • проектирование трубопроводов СУГ;
  • проектирование трубопроводов природного газа;
  • проектирование трубопроводов компрессорных станций по газу;
  • проектирование трубопроводов перекачивающих станций по газа;
  • проектирование трубопроводов газа и нефти;
  • проектирование трубопроводов инертных газов;
  • проектирование газопроводов азота;
  • проектирование газопроводов кислорода;
  • проектирование газопроводов водорода;
  • проектирование насосных станций объектов трубопроводного транспорта;
  • проектирование компрессорных станций объектов трубопроводного транспорта;
  • инфраструктура для добычи и транспорта нефти;
  • инфраструктура для добычи и транспорта газа;
  • инфраструктура для добычи и транспорта конденсата;


СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБ

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

СП 42-102-2004
СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБ

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.
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.
ТУ 14-3-1128-82 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные для газопроводов газлифтных систем и обустройства газовых месторождений.
ТУ 14-3-721-78 Трубы стальные электросварные спиральношовные диаметром 720, 820, 1020, 1220 мм для магистральных газопроводов
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 1394-012-17213088-03 Трубы стальные диаметром от 57 до 530 мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для газопроводов
ТУ 2513-001-05111644-96 Мастика битумно-полимерная для изоляционных покрытий подземных газопроводов
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 243РФ3.11-99 Техническое состояние подземных газопроводов

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.

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

4 ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ. СТАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

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.

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.
— 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.
Таблица 1 — Марки стали труб для строительства газопроводов природного и сжиженного углеводородных газов
№ п.п.
Местоположение газопровода
Температура стенки трубы внутренних газопроводов 10 °С
Температура стенки трубы внутренних газопроводов 0 °С
2 Трубы с толщиной стенки ³ 5 мм для газопроводов, где температура стенки трубы может опуститься ниже минус 40 °С, испытывающих вибрационные нагрузки, прокладываемых в особых грунтовых условиях, на подрабатываемых территориях, на переходах через естественные и искусственные преграды, газопроводов DN > 600 мм PN > 0,6 МПа, в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов должны иметь гарантированную ударную вязкость KCU 30 Дж/см2 при температуре, до которой может опуститься температура стенки трубы.
3 Допускается применение стальных труб групп А и Б для газопроводов природного газа и паровой фазы СУГ с PN £ 0,005 МПа.
Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять бесшовные трубы со 100 %-ным контролем трубы основного металла физическими методами контроля. Допускается применять электросварные трубы, при этом трубы до DN50 должны пройти 100 %-ный контроль сварного шва физическими методами, а трубы DN50 и более — также испытаниями сварного шва на растяжение.
7 Заводы-изготовители (приложение Б) труб по позиции 19, обозначенные «*», выпускают трубы данного диаметра, в том числе из слитка. Такие трубы разрешается применять только при условии 100 %-ного контроля металла труб физическими методами, что должно быть указано в заказе на поставку.
8 Трубы с толщиной стенки, обозначенной «**», допускается применять только для импульсных газопроводов.
11 Гнутые участки газопроводов из труб по позициям 22 — 25 должны иметь радиус гиба не менее 2DN.
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.
1 Трубы по позиции 1 допускается применять для газопроводов давлением до 0,6 МПа. Толщина стенки труб по позиции 1 не должна превышать 4 мм, трубы с толщиной стенки 3 — 4 мм должны быть термически обработанными.
4 Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять бесшовные трубы со 100 %-ным контролем трубы основного металла физическими методами контроля. Допускается применять электросварные трубы, при этом трубы до DN50 должны пройти 100 %-ный контроль сварного шва физическими методами, а трубы DN50 и более — также испытаниями сварного шва на растяжение.
6 Трубы с толщиной стенки, обозначенной «**», допускается применять только для импульсных газопроводов.
9 Гнутые участки газопроводов из труб по позиции 15 должны иметь радиус гиба не менее 2DN, а требования о термообработке или горячем редуцировании электросварных труб должны быть оговорены в заказе.
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

Предприятия-изготовители должны иметь разрешение Госгортехнадзора России на право производства соединительных деталей газопроводов.
Сортамент отечественных медных труб и соединительных деталей, применяющихся для строительства газопроводов, и перечень отечественных заводов-изготовителей приведены в приложениях В и Г.
5 ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ СТАЛЬНЫХ ТРУБ
5.1 При выборе способа прокладки стальных газопроводов следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01 , положениями СП 42-101 и настоящего раздела.
5.2 Допустимые радиусы изгиба газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности и местной устойчивости стенок труб в соответствии с подразделом «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» настоящего СП.
НАЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
5.3 Наземная прокладка газопроводов возможна на участках со сложными геологическими условиями (болота II — III типов, скальные грунты, высокий УГВ и т.д.) при соответствующем технико-экономическом обосновании.
5.4 Наземную прокладку газопроводов следует предусматривать преимущественно в насыпи. Толщина насыпи должна обеспечивать ее устойчивость при деформации грунтового основания.

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.

5.9 Расстояние по горизонтали (в свету) от газопроводов до дверных и оконных проемов зданий рекомендуется принимать не менее 0,5 м. Для газопроводов высокого давления следует предусматривать преимущественную прокладку по глухим стенам (или участкам стен) зданий. Допускается прокладка указанных газопроводов под проемами на расстоянии более 5 м.

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:
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.

.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.
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
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

5.32 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 150dс 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.

5.62 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.
5.72 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;
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.
Для тройникового соединения должно соблюдаться и условие (13).
Проверка прочности подземных газопроводов

5.89 Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении следующих условий:
При отсутствии 100 %-ного контроля сварных швов газопроводов правые части условий (15) и (16) должны приниматься с понижающим коэффициентом 0,85.
где sоу — дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях;
sс — дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах.
5.90 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых грунтах, принимаются в зависимости от глубины промерзания по таблице 10.
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, в сильно набухающих грунтах и на подрабатываемых территориях, принимаются равными соответственно 40 МПа и 60 МПа.
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 m0, скоростей распространения продольных сейсмических волн vc и сейсмических ускорений aс 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.
5.92 Для обеспечения проектного положения газопроводов на подводных переходах, на участках прогнозного обводнения, на периодически обводняемых участках применяются следующие виды балластировки:
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)
Здесь нагрузка от упругого отпора газопровода qизг 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.
Участок газопровода
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)
Значения сp, j, ρp и е принимаются по результатам инженерных изысканий по трассе газопровода. Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно-технической документации.
5.95 При балластировке газопровода анкерными устройствами расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (24)
оэффициент надежности анкера gта принимается равным 1,4 при определении несущей способности анкера расчетом и 1,25 при определении несущей способности анкера по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.
Определение пролетов надземных газопроводов
5.96 Расстояние между опорами надземных газопроводов, укладываемых на опоры с обеспечением компенсации температурных удлинений (например, путем установки П-образных, Ω-образных или линзовых компенсаторов), должно удовлетворять условиям:
В случае необходимости удовлетворения всех условий расстояние между опорами принимается наименьшим из определенных по этим условиям.
Конструкции опор надземных газопроводов, прокладываемых по вечномерзлым, пучинистым, просадочным, набухающим или насыпным грунтам, устраивают так, чтобы позволять восстанавливать проектное положение газопроводов, а величины пролетов в этх случаях принимают с коэффициентом 0,9.

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:

— вертикальные;

— горизонтальные вдоль оси газопровода;

— горизонтально перпендикулярные оси газопровода.
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.
6.3 Для крепления газопровода предусматривают медные (латунные) опоры. При применении стальных опор между газопроводом и опорой необходимо устанавливать резиновую прокладку (рисунок 5).
Расстояние между опорами при горизонтальной прокладке газопровода, м
Расстояние между опорами при вертикальной прокладке газопровода, м
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.
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.
Рисунок 5 — Опоры для крепления медных газопроводов
Рисунок 6 — Присоединение запорной арматуры к медному газопроводу
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; б — неправильная прокладка газопровода; в — правильная прокладка ответвления газопровода; г — неправильная прокладка ответвления газопровода
— массу партии.
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.
Стальные трубы

7.15 Транспортировка труб для строительства газопроводов производится автомобилями с прицепами-роспусками, находящимися в технически исправном состоянии, имеющими надежную сцепку прицепа с автомобилем, предохранительный щит для защиты кабины водителя от продольного перемещения труб, крепежные устройства, оборудованные турникетными кониками.

Стальные газопроводы
СВАРКА И ПАЙКА ГАЗОПРОВОДОВ
Стальные газопроводы
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.
7.85 Газовая сварка ацетиленом допускается для газопроводов условным диаметром 150 мм с толщиной стенки до 5 мм включительно со скосом кромок.

При толщине стенок до 3 мм сварка производится без скоса кромок.

Сварка с применением пропан-бутановой смеси допускается только для газопроводов давлением до 0,005 МПа условным диаметром не более 150 мм с толщиной стенки до 5 мм.

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.
7.96 Сварные соединения газопроводов подвергаются внешнему осмотру, механическим испытаниям и контролю физическими методами в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и рекомендациями настоящего подраздела.
— непровара в корне шва в стыках газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;
МЕДНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
Подготовка труб к сборке
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).
МОНТАЖ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
7.119 Трубы, поступающие на монтаж, рекомендуется защищать от попадания в их полость грязи, снега и посторонних предметов.
возможности использования при монтаже газопровода помимо клещевых захватов еще и мягких монтажных полотенец, несмерзания труб (по нижней образующей) с грунтом, возможности выполнения опережающей подготовки кромок труб под их сборку без использования трубоукладчика.

7.126 При сварке на берме траншеи длинномерных плетей расположение мест по трассе, где необходимо или допустимо устраивать технологические разрывы (с последующим монтажом технологических захлестов), должно быть указано в ППР. Количество захлестов должно быть по возможности минимальным, но достаточным для обеспечения полного прилегания газопровода к дну траншеи, что необходимо для исключения остаточных напряжений в его стенках.
Приварка патрубков ответвлений газопровода в местах расположения заводских швов не допускается. Расстояние между заводским продольным швом газопровода и швом приварки патрубка составляет не менее 50 мм.
МОНТАЖ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Строительство надземных переходов
7.130 Монтаж перехода выполняют в соответствии с проектом производства работ, который содержит указания о способе и последовательности монтажа, обеспечивающего прочность, устойчивость и неизменяемость конструкции на всех стадиях строительства. При этом суммарная величина монтажных напряжений в газопроводе должна быть, как правило, не более 70 % нормативного предела текучести материала трубы.
7.131 Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров для балочных переходов газопроводов диаметром более 200 мм приведены в таблице 23.
Точность положения осей опоры и газопровода при выносе в натуру:
вдоль оси газопровода;
±50
поперек оси газопровода;
±25
Отклонение оси газопровода от центра опоры на продольно-подвижных опорах
±100
Отклонение газопровода от геометрической оси на прямолинейных переходах без компенсации температурных деформаций на каждой опоре
±50
Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров на арочные, вантовые, шпренгельные переходы должны указываться в проекте.
7.132 При замыкании участков надземного газопровода его положение на ригелях опор необходимо определять в зависимости от температуры наружного воздуха в соответствии с проектом.
7.133 Регулировку положения газопровода на ригелях опор необходимо проводить во время монтажа. После окончания испытания газопровода при необходимости производится дополнительная регулировка.
7.134 Монтаж газопроводов осуществляют кранами, в стесненных условиях — надвижкой, при этом места строповки выбирают с условием, чтобы напряжение в трубах было не более 0,85 — 0,9 предела текучести материала трубы и сварного соединения. При необходимости устанавливают временные опоры. Длина плети не должна превышать, как правило, расстояние между компенсаторами и углами поворота трассы.
После выверки положения газопровода в него вваривают компенсаторы и отводы.
Для уменьшения напряжения в газопроводе компенсаторы допускается подвергать предварительному растяжению или сжатию в зависимости от указаний проекта о температуре приварки к газопроводу компенсаторов и неподвижных опор.
7.135 Надземные переходы газопроводов через естественные и искусственные препятствия могут быть балочными, арочными, висячими, шпренгельными.
7.136 Балочные переходы выполняются прокладкой газопровода по опорам или эстакадам.
7.138 Арочные переходы допускается собирать из прямых труб или предварительно гнутых элементов газопровода.
ТДля исключения передачи распора от собственного веса на линейную часть газопровода устанавливают затяжки пят арки или предусматривают другие способы, позволяющие выполнить это условие. После сварки арки с прилегающими участками газопровода и замоноличивания опор дополнительные приспособления необходимо снять.
7.139 Монтаж висячего перехода газопровода выполняется в следующей последовательности:
— монтаж газопроводов с компенсаторами и присоединение к общей трассе;
Газопровод рекомендуется монтировать следующими способами:
— подъемом плетей газопровода вместе с тросами;
В первом случае плеть газопровода рекомендуется прикреплять к тросам с помощью подвесок и поднимать при одновременном подъеме обоих пилонов вместе с тросами.
При третьем способе плеть газопровода рекомендуется протаскивать:
Газопровод рекомендуется протаскивать с помощью лебедки или трактора.
Подвигаемую часть газопровода на берегу рекомендуется поддерживать трубоукладчиками или временными опорами.
При четвертом способе рекомендуется сначала монтировать навесным способом эксплуатационный мостик, затем собирать на нем плеть газопровода из отдельных секций или протаскивать ее целиком.
После закрепления газопроводов на подвесках производят выверку всех систем несущих и ветровых тросов и окрашивание монтажных стыков газопровода и поврежденных мест с подвесной тележки, для передвижения которой должен быть предусмотрен монорельс, или с временного мостика, или временных подмостей.
При первом способе шпренгель допускается собирать в горизонтальном положении с установкой временных опор под газопровод.

пилоны.
УКЛАДКА ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
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:
— 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);
— 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);
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 δ к диаметру труб D, равном 1/30 и более;

— 0,75 предела текучести при условии 1/30 > δ/D > 1/80;

— 0,6 предела текучести при условии δ/D < 1/80. 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. 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 7.158 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. 7Рисунок 18 — Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании комбайна для очистки и изоляции труб диаметром: а — 500 мм и менее; б — 700 — 1000 мм; в — 1000 — 1200 мм 7.164 Укладку газопровода можно вести по одной из двух схем: 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. Таблица 26 Диаметр газопровода, мм 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 l1 и l2 — 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. — последовательное наращивание газопровода, включая выполнение работ по очистке и изоляции зон сварных стыков, с периодической подачей его по уклону вдоль траншеи. исунок 22 — Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода диаметром: а, б, в — то же, что и на рис. 21 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: — 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; 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. 7.188 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. 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. БАЛЛАСТИРОВКА ГАЗОПРОВОДОВ Общие положения 7.197 Для обеспечения высотного положения газопровода в траншее на проектных отметках производится его балластировка или закрепление. Балластировка производится бетонированием труб, навеской железобетонных утяжелителей, грунтовой засыпкой, навеской полимерно-грунтовых контейнеров и т.д. Закрепление производится анкерными устройствами различных типов в несущих грунтах. Балластировка газопроводов железобетонными утяжелителями различных конструкций 7.198 Железобетонные утяжелители кольцевого типа рекомендуется применять на переходах через болота и обводненные участки при укладке их методом сплава или протаскивания. Утяжелитель состоит из 2 полуколец («скорлуп»), подкладываемых снизу трубы и сверху и соединяемых между собой болтами. Установка кольцевых утяжелителей на газопровод осуществляется на специальной монтажной площадке у перехода непосредственно перед протаскиванием. Сначала нижний ряд полуколец укладывается по оси спусковой дорожки, а верхний — вдоль нее; затем производят футеровку газопровода, укладку плети газопровода на нижний ряд полуколец; укладку верхних полуколец на газопровод, закрепление полуколец между собой. До закрепления утяжелителей на трубе проверяется величина зазора между футеровочными матами и полукольцами. В местах, где зазоры составляют более 5 мм, под внутреннюю поверхность полукольца устанавливаются дополнительные маты. 7.199 Навеска утяжелителей седловидного типа производится после удаления воды из траншеи. Если невозможно удалить воду, то балластировка ведется вслед за спуском плети в траншею с целью исключения остаточных продольных напряжений в газопроводе. Закрепление газопроводов анкерами 7.200 Винтовые анкеры устанавливаются после укладки газопровода в траншею. В зимний период установку анкеров осуществляют по мере разработки траншеи во избежание промерзания дна траншеи. Длина части анкера, взаимодействующая с вечномерзлым грунтом в процессе эксплуатации газопровода, составляет не менее 2 м. Балластировка газопроводов грунтовой засыпкой и полимерно-грунтовыми контейнерами 7.203 Использование для балластировки газопроводов минеральных грунтов целесообразно при условии их заключения в гибкие полотнища из синтетических материалов, полимерно-грунтовые контейнеры (ПГК). 7.204 В зависимости от степени обводненности и габаритов траншеи могут применяться следующие конструкции ПГК: — анкерующие прослойки из синтетических полотнищ (АП), перекрывающие балластируемый газопровод по всей его длине и применяемые при отсутствии воды в траншее в период строительства. Полотнище укладывается на газопровод и на откосы траншеи; траншея засыпается грунтом до дневных отметок, после чего полотнище перекрывает сверху засыпанный участок траншеи и края полотнища по всей длине замыкаются над засыпанным газопроводом. Может быть использована конструкция, когда края полотнища закрепляются на бермах траншеи специальными металлическими штырями и засыпаются минеральным грунтом с устройством грунтового валика. В зависимости от состояния грунта и диаметра газопровод можно балластировать сплошь по всей его длине или отдельными перемычками. Длина каждой перемычки и расстояние между перемычками определяются расчетом на стадии ППР; — мягкие протяженные грунтозаполняемые устройства (УПГ), применяемые при наличии воды в траншее и представляющие собой (после монтажа на газопроводе) открытую протяженную емкость, монтируемую секциями длиной по 6 — 12 м с интервалами; — грунтозаполняемый контейнерный утяжелитель (КТБ) для балластировки газопроводов на переходах через малые водотоки и болота при наличии воды в траншее. Как правило, такие утяжелители следует применять в траншеях, разработанных одноковшовым экскаватором, в отличие от вышеприведенных конструкций, рекомендуемых для применения в траншеях без откосов. Одиночные заполняемые минеральным грунтом КТБ требуют меньшего расхода геотекстильного синтетического материала по сравнению с ПГК. Балластирующее устройство КТБ представляет собой два контейнера, размещенные по обе стороны газопровода, выполненные из прочного и долговечного материала, соединенные четырьмя мягкими силовыми лентами. Устанавливаются КТБ на газопроводах по одному через равные расстояния или групповым способом. Допускается применение КТБ на болотах I типа с мощностью торфяной залежки, не превышающей глубины траншеи, при использовании для их заполнения талого, привозного минерального грунта. ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ 7.205 Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопроводов должна быть очищена. Очистка полости наружных газопроводов производится в два этапа: на первом этапе очищаются трубы (секции) перед сваркой в плети, на втором этапе производится продувка законченного строительством газопровода. Очистка полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) производится в один этап — путем очистки каждой трубы (секции) перед монтажом. 7.206 С целью предупреждения загрязнения полости газопровода и снижения затрат на последующую ее очистку необходимо в процессе строительства принимать меры, исключающие попадание внутрь труб воды, снега, грунта и посторонних предметов. Для этого: 7.207 Конструкция заглушки обеспечивает перекрытие газопровода по всему сечению, надежную герметизацию полости (для защиты от попадания воды, пыли, снега, загрязнений и посторонних предметов), устойчивое положение в трубе, возможность быстрой установки и снятия вручную, прочность и надежность. 7.208 В условиях отрицательных температур особое внимание рекомендуется уделять защите труб (секций, плетей) от попадания в их полость воды и снега, которые могут превращаться в лед и затруднять последующую очистку полости газопровода. 7.209 Очистку полости и испытание законченного строительством наружного газопровода рекомендуется осуществлять в соответствии с проектом производства работ. Специальная рабочая инструкция по очистке и испытанию составляется строительно-монтажной организацией и согласовывается с заказчиком по каждому конкретному газопроводу или группе газопроводов одного и того же объекта с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по испытанию газопровода. Утвержденная инструкция по очистке полости и испытанию газопровода включается составной частью в проект производства работ. Очистка полости одиночных труб (секций) перед сваркой в плеть 7.210 Очистка полости в процессе сборки и сварки в плеть отдельных труб или секций газопроводов производится протягиванием механического очистного устройства непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ. 7.211 В процессе сборки и сварки трубной плети очистное устройство перемещают внутри труб (секций): — диаметром 219 мм и более — преимущественно механизированным способом (трактором) с помощью штанги; — диаметром до 219 мм — вручную с помощью штанги (троса). 7.213 Предварительную очистку полости труб ГРП (ГРУ) внутренних газопроводов производят перед монтажом вручную путем протягивания поршня. Очистка полости длинномерных труб, поступающих в бухтах или бунтах, производится после их размотки на месте монтажа (укладки) продувкой скоростным потоком воздуха. 7.214 В качестве очистных устройств при протягивании используют специальные поршни, оборудованные металлическими щетками или скребками. Очистка полости наружных газопроводов продувкой воздухом 7.215 Газопроводы диаметром 219 мм и более очищают продувкой с пропуском очистных устройств, а газопроводы диаметром менее 219 мм, а также газопроводы любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров газопровода или при длине очищаемого участка менее 1 км — без пропуска очистных устройств. 7.216 П-образные компенсаторы, исключающие продувку с пропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства в процессе сборки и сварки труб и отводов. Полость компенсатора перед монтажом в нитку продувают. 7.217 Продувку выполняют сжатым воздухом, поступающим из ресивера (баллона) или непосредственно от высокопроизводительных компрессорных установок. Ресивер для продувки создается на прилегающем участке газопровода, ограниченном с обеих сторон заглушками или запорной арматурой. Диаметр перепускной (байпасной) линии и полнопроходного крана на ней равен 0,3 диаметра продуваемого участка. Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха. 7.218 Продувка без пропуска очистных устройств осуществляется скоростным потоком (15 — 20 м/с) воздуха. Продувка без пропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха. 7.219 При любом способе прокладки газопровода протяженность участка продувки с пропуском очистных устройств устанавливается с учетом технической характеристики очистного устройства (предельной длины его пробега), длины и давления воздуха в ресивере. 7.220 Протяженность участка продуваемого газопровода определяется ППР. 7.221 Надземные, монтируемые на опорах газопроводы диаметром более 219 мм продувают с пропуском очистных устройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения которых не вызовут разрушения газопровода или опор. Продувку полости газопроводов, монтируемых на опорах, производят с пропуском поршней под давлением сжатого воздуха со скоростью не более 10 км/ч. 7.222 Если поршень застрял в газопроводе в процессе очистки полости, то его извлекают из газопровода и устраняют причину застревания, после чего участок газопровода подвергают повторной очистке. Для обнаружения остановившихся (застрявших) в газопроводе поршней применяют специальные приборы поиска. С этой целью поршни снабжают генераторами электромагнитных волн, звука и др. 7.223 Герметизация концов трубных плетей при продувке производится приваркой заглушек полусферической конструкции, а компрессорные установки к газопроводу подключаются через разъемные соединения. 7.224 Участок газопровода продувают с пропуском поршней, оборудованных очистными и герметизирующими элементами. При этом скорость поршня не должна быть более 5 м/с, а при подходе к камере приема — 1 м/с. Скорость перемещения поршня устанавливается (при продувке воздухом, подаваемым непосредственно от компрессоров) путем изменения режима работы (производительности) этих компрессоров. 8 ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ На действующих подземных стальных газопроводах основанием для проектирования электрохимической защиты может также являться наличие коррозионных повреждений на газопроводах. 8.5 Совместная защита газопроводов и смежных подземных сооружений проектируется при наличии договоренности между организациями, являющимися владельцами газопроводов и смежных подземных сооружений. Если такая договоренность отсутствует, то при проектировании электрохимической защиты необходимо предусмотреть возможность устранения вредного влияния на смежные сооружения. Вредным влиянием катодной поляризации защищаемого сооружения на соседние металлические сооружения считается: — уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение по абсолютной величине максимального защитного потенциала на соседних подземных металлических сооружениях, имеющих катодную поляризацию; — появление опасности электрохимической коррозии на соседних подземных металлических сооружениях, ранее не требовавших защиты от нее; — смещение в любую сторону величины стационарного потенциала на кабелях связи, не имеющих катодной поляризации. 8.6 ЭХЗ стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах длиной не более 10 м на линейной части и участков соединений полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирующих соединений) разрешается не предусматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложена стальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную. Стальные газопроводы, реконструируемые методом санации с помощью полимерных материалов, подлежат защите на общих основаниях. Стальные газопроводы, реконструируемые методом протяжки полиэтиленовых труб, подлежат защите на тех участках, где стальная труба необходима как защитный футляр (под автомобильными, железными дорогами и др.). 8.14 При проектировании газопровода в зоне действия электрохимической защиты проложенных ранее сооружений рекомендуется получить данные от эксплуатирующих организаций о номинальных параметрах действующих защитных установок, а также данные о режимах их работы: значения силы тока и напряжения на выходе установок, радиусы действия электрохимической защиты. 8.15 Проект на устройство электрохимической защиты подземных газопроводов согласовывается с местной организацией по эксплуатации газового хозяйства или специализированной организацией по защите подземных газопроводов, действующей по ее поручению, и утверждается заказчиком к производству работ. Заказчик согласовывает проект строительства подземного газопровода после рассмотрения раздела «Защита от электрохимической коррозии» специализированной организацией по защите газовых сетей от коррозии. В проекте указываются данные о коррозионной активности грунтов и о наличии блуждающих токов, а также геолого-геофизический разрез в местах установки анодных заземлителей. 8.16 С целью обеспечения эффективности ЭХЗ трубопроводов в проекте должна быть предусмотрена установка электроизолирующих соединений (электроизолирующих фланцев, муфт, вставок, сгонов и др.) для газопроводов. В соответствии с РД 153-39.04-091 установку электроизолирующих соединений следует предусматривать: — на входе и выходе трубопровода из земли (на участках перехода подземного трубопровода в надземный разрешается вместо установки электроизолирующих соединений применять электрическую изоляцию трубопроводов от опор и конструкций изолирующими прокладками); — на входе и выходе газопроводов из ГРП (ШРП); 8.17 Определение параметров электрохимической защиты проектируемых подземных газопроводов может производиться расчетным путем. Методика расчета совместной защиты газопроводов различного назначения приведена в РД 153-39.4-091. Данная методика позволяет определить параметры катодных станций, необходимые для обеспечения защитного потенциала на всех сооружениях, которые расположены в зоне действия установок электрохимической защиты и имеют контролируемые и неконтролируемые металлические соединения, обеспечивающие электрическую проводимость. 8.18 Для защиты подземных газопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими токами, применяют дренажную защиту (поляризованные или усиленные дренажи). В тех случаях, когда включением электродренажей не удается обеспечить защиту газопровода в пределах опасной зоны и на отдельных участках остаются анодные или знакопеременные зоны, в комплексе с электродренажами (или вместо них) применяют катодные установки. 8.19 При значительном удалении (свыше 300 м) трассы газопровода от источника блуждающих токов, а также в случае прокладки газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности применяют катодную защиту. 8.20 Независимо от выбранного способа (метода) электрохимической защиты при защите от почвенной коррозии катодная поляризация подземных стальных газопроводов осуществляется таким образом, чтобы значения поляризационных потенциалов стали находились в пределах от минус 0,85 В до минус 1,15 В. При невозможности измерения поляризационных потенциалов (подземные стальные газопроводы не оборудованы контрольно-измерительными пунктами для измерения поляризационных потенциалов) допускается осуществлять катодную поляризацию таким образом, чтобы значения разности потенциалов (включающие поляризационную и омическую составляющие) между трубой и медно-сульфатным электродом сравнения находились в пределах от минус 0,9 В до минус 2,5 В. 8.21 При защите от коррозии блуждающими токами катодная поляризация подземных стальных газопроводов осуществляется таким образом, чтобы обеспечить отсутствие на сооружении анодных и знакопеременных зон. Мгновенные значения потенциалов по абсолютной величине должны быть, как правило, не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения — не менее 0,7 В. 8.22 При защите подземных стальных газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности и одновременном опасном влиянии блуждающих токов средние значения поляризационных потенциалов находятся в пределах от минус 0,85 В до минус 1,15 В или разности потенциалов в пределах от минус 0,9 В до минус 2,5 В. 8.23 При защите от блуждающих токов точку подключения кабеля к газопроводу рекомендуется выбирать на таком участке, где средние значения положительных потенциалов газопровода по отношению к земле максимальны. Кроме того, пункт подключения дренажных кабелей к газопроводу рекомендуется выбирать с учетом наименьшего расстояния от пункта присоединения к источнику блуждающих токов (рельсам, дроссель-трансформаторам, отсасывающим пунктам, тяговым подстанциям) и возможности доступа к газопроводу без вскрытия (в регуляторных станциях и т.п.). При возможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдают участкам газопроводов с наибольшими диаметрами (при прочих равных условиях). 8.24 Дренажный кабель присоединяют к рельсам трамвая или к отсасывающим пунктам. Не рекомендуется непосредственное присоединение установок дренажной защиты к отрицательным шинам тяговых подстанций трамвая, а также к сборке отрицательных линий этих подстанций. 8.25 Подключение усиленного дренажа к рельсовым путям электрифицированных железных дорог не должно, как правило, приводить в часы интенсивного движения поездов к тому, чтобы в отсасывающем пункте появлялись устойчивые положительные потенциалы. Не рекомендуется присоединение усиленного дренажа в анодных зонах рельсовой сети, а также к рельсам деповских путей. 8.26 Поляризованные и усиленные дренажи, подключаемые к рельсовым путям электрифицированных железных дорог с автоблокировкой, не должны нарушать н излагается в программе, составленной перед началом работ, в которой указываются режимы работы защиты при опытном включении, пункты измерений на газопроводах и смежных сооружениях, продолжительность измерений в каждом пункте с указанием размещения измерительных приборов. 8.30 Измерение силы тока дренажа, потенциалов на защищаемом газопроводе, смежных сооружениях и рельсах электротранспорта производят в соответствии с режимами работы установки защиты, намеченными программой. протекторов. Как правило, протектор располагают на расстоянии 4 — 5 м от газопровода. 8.40 В случае прокладки газопроводов в одной траншее или в разных траншеях на расстоянии не более 5 м допускается предусматривать электроперемычки из изолированных стальных полос (с изоляцией не ниже изоляции газопровода). Разъемные соединения выводятся под люк. 8.41 Если расстояние между газопроводами свыше 5 м электроперемычки выполняются кабелем, имеющим общее сечение жил не менее 50 мм2 по меди. Присоединение кабелей к газопроводам выполняется через контактные устройства. Кабелями указанного сечения выполняются также обводные электроперемычки на ГРП с подземными вводами. 8.42 В проектах электрохимзащиты прямые нерегулируемые перемычки предусматриваются только для соединения металлических однородных коммуникаций с идентичной изоляцией (например, водопроводов различных назначений или газопроводов различных давлений). 8.43 В проектах совместной электрохимзащиты различных подземных сооружений предусматривается система поляризованных и регулируемых электроперемычек для подключения сооружений. 8.44 Поляризованные или вентильные электроперемычки применяются для подключения к электрозащитным установкам или к основному защищаемому сооружению другого сооружения. 8.45 Регулируемые электроперемычки применяются для включения в систему защиты сооружения, отличающегося от основного защищаемого сооружения продольной проводимостью и состоянием изоляционного покрытия, например водопровода или теплопровода, к электрозащитной установке или к газопроводу, а также для выравнивания потенциалов между газопроводом и футляром. 8.46 Для присоединения к подземным газопроводам кабелей от электрозащитных установок используют контактные устройства (КУ). Контактное устройство может быть выполнено в колодце, в колонке или в ковере согласно существующим типовым чертежам. При необходимости подключения кабеля от электрозащитной установки к подземному участку газопровода может быть использовано типовое решение по соединению кабеля с газопроводом. В случаях подключений к газопроводам, проложенным под дорогами и проездами с интенсивным движением транспорта, контактные устройства рекомендуется выносить за их пределы. 8.47 Электроизолирующие соединения (ЭИС) устанавливаются в зоне действия электрохимической защиты. Основное назначение электроизолирующих соединений заключается в ликвидации нерегулируемых контактов газопроводов с другими заземленными коммуникациями и конструкциями. 8.48 Установку электроизолирующих соединений предусматривают преимущественно на надземных участках газопроводов вблизи места выхода их из земли, как правило, после отключающего устройства. Высота установки электроизолирующего соединения выбирается по технологическим условиям прокладки газопровода. 8.54 Приварку контактных устройств, электроперемычек и контрольных проводников к действующим газопроводам осуществляют организации, в эксплуатации которых находятся эти газопроводы, по договорам с подрядчиками. Приварку контактных устройств, электроперемычек и контрольных проводников к строящимся газопроводам осуществляют специализированные строительные организации, имеющие лицензии на производство сварочных работ на газопроводах и аттестованных сварщиков. 8.55 Восстановление изоляционных покрытий на газопроводах после приварки контактных устройств, электроперемычек или контрольных проводников осуществляют организации, в эксплуатации которых находятся эти газопроводы, или с их согласия специализированные организации, имеющие лицензии на производство изоляционных работ на действующих газопроводах, по договорам с подрядчиками. 8.73 Основные нормативные требования к наружным покрытиям подземных газопроводов, а также структура покрытий, регламентируемые ГОСТ 9.602 и РД 153-39.4-091, должны быть изложены в ТУ. 8.75 Изоляционные работы на месте укладки газопроводов допускается выполнять ручным способом только при изоляции сварных стыков, мелких фасонных частей, а также резервуаров СУГ, исправлении повреждений покрытия, возникших при транспортировании труб в размере не более 10 % площади покрытия, а также при ремонте участков газопроводов длиной не более 10 м. При температуре воздуха ниже минус 25 °С проведение изоляционных работ запрещается. 8.76 На всех этапах строительно-монтажных работ по изоляции труб, нанесению покрытий на сварные стыковые соединения газопровода, ремонту мест повреждений изоляции проводится контроль показателей качества покрытий: толщины, адгезии, диэлектрической сплошности. 8.78 Качество нанесенного на трубы защитного покрытия определяют внешним осмотром, измерением толщины, проверкой сплошности и адгезии к металлу. Газопровод укладывают в траншею, присыпают грунтом на 20 — 25 см и проверяют отсутствие непосредственного электрического контакта между металлом трубопровода и грунтом с выявлением дефектов в защитном покрытии. Требования к качеству изоляционных покрытий приведены в таблице 28. 8.83 Проверку защитного покрытия после присыпки газопровода на отсутствие внешних повреждений, вызывающих непосредственный электрический контакт между металлом трубопровода и грунтом, производят приборами в соответствии со специальной инструкцией, составленной применительно к типу и схеме приборов. 8.84 Дефектные места, а также повреждения защитного покрытия, выявленные во время проверки его качества, исправляют до окончательной засыпки газопровода. При этом обеспечиваются однотипность, монолитность защитного покрытия. После исправления отремонтированные места подлежат вторичной проверке. 8.85 По окончании строительства защитное покрытие уложенных трубопроводов и резервуаров принимают представители заказчика с оформлением акта на скрытые работы. При сдаче защитного покрытия газопровода по требованию представителя заказчика предъявляют: сертификаты (паспорта) на каждую партию материалов или результаты лабораторных испытаний материалов — данные лабораторных испытаний проб, взятых из котлов в процессе приготовления битумной мастики; журнал изоляционных работ; акт проверки качества защитного покрытия. 8.86 Для строительства подземных газопроводов применяют трубы с защитным покрытием, нанесенным в базовых условиях. Основные характеристики покрытий приведены в таблице 28. ПРОИЗВОДСТВО И ПРИЕМКА РАБОТ ПО ИЗОЛЯЦИИ СВАРНЫХ СТЫКОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ СТАЛЬНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ И РЕМОНТУ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ ПОКРЫТИЯ 8.95 При строительстве трубопроводов сварные стыки труб, фасонные элементы (гидрозатворы, конденсатосборники, колена) и места повреждения защитного покрытия изолируют в трассовых условиях теми же материалами, что и газопроводы, или другими, по своим защитным свойствам не уступающими покрытию линейной части трубопровода и имеющими адгезию к этому покрытию. Для изоляции стыков и ремонта мест повреждений газопроводов с мастичным битумным покрытием не допускается применять полиэтиленовые или поливинилхлоридные ленты. — подготовить укрытие для изоляционных работ в случае ненастной погоды. Изоляция стыков газопроводов с покрытием из экструдированного полиэтилена термоусаживающимися лентами Подготовленную манжету оставляют рядом с зоной сварного стыка газопровода до тех пор, пока не прогреют стык до необходимой температуры. манжеты к верхней образующей газопровода в самом начале процесса термоусадки между манжетой и трубой по обеим сторонам манжеты устанавливаются эластичные специальные кольцевые прокладки толщиной 10 — 15 мм (могут быть изготовлены из отрезков кабеля и т.д.). После закрепления манжеты на изолируемом участке газопровода прокладки вынимаются и производятся прогрев и усадка всей манжеты. Процесс усадки ведется от центра манжеты к кромкам. При этом для обеспечения максимального адгезионного контакта между манжетой и изолируемым участком газопровода не рекомендуется допускать образования под покрытием воздушных пузырей, складок. Уплотнение, выравнивание покрытия могут производиться вручную (с помощью рукавицы), прикатывающим эластичным валиком, дощечкой с мягкой, эластичной набивкой и др. Термоусаживающаяся манжета плотно, без гофр и складок облегает изолируемый участок газопровода с выходом валика расплава адгезионного подслоя ленты из-под манжеты на заводское покрытие. — показатель прочности адгезионной связи сформированного покрытия с металлом и заводским полиэтиленовым покрытием составляет не менее 3,5 кг на 1 см ширины отслаиваемой полосы. Изоляция стыков и ремонт мест повреждений полимерных покрытий газопроводов с применением полиэтиленовых липких лент 8.106 Для изоляции стыков подземных газопроводов малых и средних диаметров (Æ 57 — 530 мм) с покрытием из полиэтиленовых липких лент базового нанесения применяются полиэтиленовые липкие ленты типа ПОЛИЛЕН. Липкие ленты наносятся на трубу по специальному клеевому праймеру, выпускаемому под каждый вид ленты. 8.107 В трассовых условиях при выполнении работ по изоляции стыков для обеспечения требуемого натяжения (1,5 — 2,0 кг на 1 см ширины навиваемой полосы) целесообразно применять специальные машинки для изоляции стыков газопроводов липкими лентами. 8.108 Для ручного способа нанесения покрытия на стык могут быть рекомендованы лента ПОЛИЛЕН 40-ЛИ-45 (ТУ 2245-003-1297859) и двусторонние липкие ленты. Они достаточно эластичные, чтобы осуществить требуемое натяжение для обеспечения качественного покрытия. 8.109 Для механизированного способа нанесения покрытия с помощью специальных машинок могут использоваться другие марки полиэтиленовых липких лент, в частности ПОЛИЛЕН 40-ЛИ-63 (ТУ 2245-003-1297859), толщина которых 0,625 мм. 8.110 Качество покрытия стыка из полиэтиленовых липких лент должно, как правило, соответствовать требованиям РД 153-39.4-091. 8.111 Очищенную поверхность газопровода рекомендуется сразу перед нанесением покрытия покрывать сплошным слоем грунтовки, специально выпускаемой под каждый вид ленты. 8.112 Перед нанесением ленточного покрытия на стык выступающее клеймо сварщика рекомендуется заровнять пластичной битумной мастикой, нанесенной на праймер. 8.113 Для изоляции сварных стыков труб с полиэтиленовым покрытием рекомендуется снять кромку полиэтиленового покрытия на конус, придать шероховатость примыкающему к стыку полиэтиленовому покрытию металлическими щетками или наждачной бумагой. Заусенцы со сварного стыка снять шлиф-машинкой или напильником, стык предварительно обернуть полоской липкой изоляционной лентой. 8.114 При изоляции стыков газопроводов с покрытием из полиэтиленовых липких лент рекомендуется снять с примыкающего к стыку покрытия защитную обертку на длину около 10 см. 8.115 Нанесение изоляционной ленты на стык осуществляется по подсохшему до отлипа праймеру, причем праймер наносится не только на околошовную зону сварного стыка, но и на примыкающее к стыку полиэтиленовое покрытие. Праймер наносится равномерным слоем, особое внимание рекомендуется уделять равномерности нанесения праймера на нижнюю образующую стыка газопровода. Не рекомендуется допускать наличие пропусков праймера по поверхности. 8.116 На стык, изолированный полимерной липкой лентой, наносят в один слой защитную полимерную обертку с нахлестом витков 2 — 2,5 см. 8.117 Засыпку газопровода грунтом осуществляют только после формирования адгезии покрытия. 8.121 Участок заплаты из липкой полиэтиленовой ленты перекрывает поврежденное покрытие не менее чем на 10 см по всему периметру. Заплата закрепляется на газопроводе кольцевым бандажом из липкой ленты или обертки с липким слоем. 8.123 Ремонт мест повреждений покрытия из экструдированного полиэтилена рекомендуется также выполнять с применением термоусаживающихся лент. Изоляция стыков и ремонт мест повреждений покрытия газопроводов, построенных из труб с мастичным битумным покрытием 8.124 Для изоляции стыков газопроводов и ремонта мест повреждений покрытия применяются преимущественно битумные мастики тех марок, из которых сформировано покрытие трубы, в частности битумно-резиновая мастика (ГОСТ 15836), битумно-атактическая мастика и битумно-полимерные мастики (ТУ 5775-001-18314696, ТУ 5775-002-32989231).

Проектирование нефтебаз