СП 42-102-2004 Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб
СП 42-102-2004
СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»
Система нормативных документов в строительстве. Госгортехна д зором России, письмо от ГУ ГПС МЧС России, письмо от Требования к сооружению газопроводов в особых природных и климатических условиях. Районы с пучинистыми, просадочными, набухающими и насыпными грунтами. Болота и заболоченные участки. Расчет газопроводов на прочность и устойчивость. Расчетные характеристики материала газопроводов. Определение толщины стенок труб и соединительных деталей. Проверка прочности подземных газопроводов. Определение необходимой величины балластировки. Определение пролетов надземных газопроводов. Входной контроль труб и соединительных деталей. Транспортировка и хранение труб, деталей и материалов. Квалификационные испытания сварщиков и паяльщиков. Сварка и пайка газопроводов. Подготовка труб и деталей к сборке и сборка стыков. Индукционная пайка стыков газопроводов. Газовая сварка и сварка в СО 2 Контроль качества сварных соединений. Подготовка труб к сборке. Способы и правила укладки. Укладка с бермы траншеи. Особенности производства укладочных работ на заболоченной местности. Защита газопровода от механических повреждений. Балластировка газопроводов железобетонными утяжелителями различных конструкций. Балластировка газопроводов грунтовой засыпкой и полимерно-грунтовыми контейнерами. Очистка внутренней полости газопроводов. Очистка полости одиночных труб секций перед сваркой в плеть. Очистка полости наружных газопроводов продувкой воздухом.. Производство и приемка работ по электрохимической защите. Защита газопроводов от коррозии изоляционными покрытиями. Производство и приемка работ по изоляции сварных стыковых соединений стальных подземных газопроводов и ремонту мест повреждения покрытия. Изоляция стыков газопроводов с покрытием из экструдированного полиэтилена термоусаживающимися лентами. Изоляция стыков и ремонт мест повреждений полимерных покрытий газопроводов с применением полиэтиленовых липких лент. Изоляция стыков и ремонт мест повреждений покрытия газопроводов, построенных из труб с мастичным битумным покрытием.. Ремонт поврежденных участков мастичного покрытия в трассовых условиях. Технология изоляционных работ на газопроводах в трассовых условиях с применением полимерно-битумных лент типа литкор и пирма.. Производство и приемка работ по изоляции резервуаров суг. Приложение А Трубы, изготавливаемые по гост , гост из слитка. Приложение Б Список российских заводов, изготавливающих стальные трубы.. Приложение В Номенклатура труб и соединительных деталей фитингов , применяющихся для строительства внутренних газопроводов из медных труб. Приложение Г Список российских предприятий, изготавливающих поставляющих медные трубы и соединительные детали для строительства внутренних газопроводов. Приложение Д Виды медных соединительных деталей. Приложение Е Буквенные обозначения величин и единицы их измерения. Приложение Ж Протокол механических испытаний паяных образцов на статическое растяжение. Приложение И Результаты контроля паяного соединения. Приложение К Техническая характеристика линии лст Н Техническая характеристика автосварочной установки пау.. Приложение Л Формы приемосдаточной документации. Приложение М Наладка установок электрохимической защиты.. Приложение Н Расстояние в свету от надземных газопроводов до зданий и сооружений. В положениях СП приведены подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы, обеспечивающие выполнение обязательных требований, установленных СНиП 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. В разработке данного документа принимали участие: DESIGNING AND CONSTRUCTION OF GAS PIPELINES FROM METAL PIPES. Дата введения - 05 - СНиП Инженерные изыскания для строительства. Планировка и застройка городских и сельских поселений. СНиП Газораспределительн ы е системы. СП Общие п оложения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. Порядок разработки и поставки продукции на производство. ГОСТ Сталь углеродистая обыкновенного качества. ГОСТ Трубы медные. ГОСТ Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. ГОСТ Карбит кальция. ГОСТ Проволока стальная сварочная. ГОСТ Трубы стальные водогазопроводн ы е. ГОСТ Прокат из легированной конструкционной стали. ГОСТ Ацетилен растворенный и газообразный технический. ГОСТ Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. ГОСТ Кислород газообразный технический и медицинский. ГОСТ Сварные соединения. Методы определения механических свойств. ГОСТ Двуокись углерода газообразная и жидкая. ГОСТ Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. ГОСТ Трубы стальные бесшовные г о рячедеформированн ы е. ГОСТ Трубы стальные бесшовные горячедефор м ированн ы е. ГОСТ Трубы стальные бесшовные холоднодефор м ированн ы е и теплодеформированн ы е. ГОСТ Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. ГОСТ СТСЭВ -8 1 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники с двумя переходами. ГОСТ Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты с двумя переходами. ГОСТ Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1, 6 М П а. ГОСТ Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. ГОСТ Прокат тонколистовой холоднокатаный из низкоуглеродистой качественной стали для холодной штамповки. ГОСТ Е Флюсы сварочные плавленые. ГОСТ Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 0 мм. ГОСТ Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия. ГОСТ Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. ГОСТ Трубы стальные электросварные прямошовн ы е. ГОСТ Трубы стальные электросварные. ГОСТ Трубы стальные электросварные прямошовные. ГОСТ Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. ГОСТ Мастика би ту мно-резиновая изоляционная. Технические условия стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры. ГОСТ Соединения сварные. ГОСТ Прокат тонколистовой из углеродистой стали качественной и обыкновенного качества общего назначения. ГОСТ Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. ГОСТ Соединения паяные. Основные типы и параметры. ГОСТ Прокат из стали повышенной прочности. ГОСТ Ткани электроизоляционные из стеклянных крученых комплексных нитей. ГОСТ Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. ГОСТ Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. ГОСТ Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля. ГОСТ Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. ТУ 6- 10 - Карандаши термоиндикаторные. ТУ 12 Трубы стальные бесшовные горячедеформированн ы е для газопроводов газл и фтн ы х систем и обустройства газовых месторождений. ТУ 14 -3 Трубы стальные электросварные прямошовн ы е диаметром , 12 20 мм для газонефтепроводов. ТУ 14 -3 Трубы стальные электросварные. ТУ Трубы стальные бесшовные для котельных установок и трубопроводов. ТУ Трубы стальные электросварные со спиральным швом диаметром 53 0 - 0 м м. ТУ Трубы стальные электросварные с п иральношовн ы е диаметром , , , 12 20 мм для магистральных газопроводов. ТУ Трубы электросварные спиральношовные из углеродистой стали 20 для трубопроводов атомных электростанций. ТУ 14 Трубы стальные электросварные. ТУ Р Трубы электросварные прямошовные. ТУ Прутки припоя марки П М ФОЦр , ТУ 10 Припои медно-фосфорн ы е. ТУ 1 Трубы стальные электросварные с наружным противокоррозионным покрытием из полиэтилена. ТУ Праймер П 1. ТУ 11 Трубы стальные в одогазопроводн ы е. ТУ 13 03 -1 Р Трубы стальные электросварн ы е прямошовные для газопроводов систем газораспределения с рабочим давлением до 2,5 М Па. ТУ Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного поли э тилена. ТУ Трубы стальные диаме т ром 8 9 - 5 30 мм с наружным антикоррозионным покрытием из экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы стальные электросварные и бесшовные с наружным двухслойным антикоррозионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы диаметром 57 - 5 30 мм с наружным покрытием на основе липких полимерных лент и комбинированным ленточно-полиэтиленов ы м покрытием. ТУ Трубы стальные с наружным двухслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы диаметром 5 7 - 5 30 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием. ТУ Трубы стальные с двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы стальные диаметром от 57 до 12 20 мм с покрытием из экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы стальные диаметром от 57 до мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для газопроводов. ТУ Лента п о лиэтиленовая НКПЭЛ, НКПЭЛ ТУ Ле нта полиэтиленовая для защиты нефтегазопродуктов ПОЛИЛЕН. ТУ 12 Лента полимерно-битумная для изоляции трубопроводов - лента ПИРМА. ТУ Обертка полиэтиленовая для защиты нефтегазопродуктопроводов ПОЛИЛЕН-ОБ. ТУ Лента изоляционная ЛИА М для защиты подземных трубопроводов от коррозии. ТУ 0 51 11 Мастика би ту мно-пол и мерная для изоляционных п окрытий подземных газопроводов. ТУ Трубы стальные с покрытием из полимерных липких лент. ТУ Праймер Н К , Н К - 1 ТУ Праймер ПЛ-М, П рай м ер П Л-Л. ТУ Мастика би ту мно-полимерная с повышенными адгезионными свойствами. ТУ Полотно нетканое термоскрепленное техническое. ТУ Полотно нетканое клееное для технических целей. ТУ РБ Ленты термоусаживаем ы е двухслойные. ПБ Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. ПУЭ Правила устройства электроустановок. РД Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства. РД Инструкция по визуальному и измерительному контролю. РД Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. При расчете на прочность газопроводов из труб по ГОСТ , 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. Величина эквивалента углерода не должна превышать 0, Эквивалент углерода для углеродистой стали с повышенным содержанием марганца следует определять по формуле. Таблица 1 - Марки стали труб для строительства газопроводов природного и сжиженного углеводородных газов. Степень раскисления, марка стали, ГОСТ. Не ниже минус Допускается применение СП, ПС 17ГС, 17Г 1С , 09Г2С ГОСТ не ниже категории 3; СП 10Г2 ГОСТ Допускается применение СП, ПС 17ГС, 17Г1С, 09Г2С ГОСТ не ниже категории 3; СП 10Г2 ГОСТ DN ГОСТ , ГОСТ ; DN - без ограничений ГОСТ , ГОСТ , ГОСТ Трубы по ГОСТ , ГОСТ допускается применять только при PN 0,6 МПа. Область применения труб из полуспокойной, кипящей углеродистой стали. Толщина стенки 5 мм. ПС Ст2, Ст3 ГОСТ ; 08, 10, 15, 2 0 ГОСТ Толщина стенки 8 мм. К П Ст2, Ст3 ГОСТ ; 08, 10, 15, 2 0 ГОСТ Природный газ , п аровая фаза СУГ 0, КП Ст2, Ст3 ГОСТ ; 08, 10, 15 , 20 ГОСТ Толщина стенки 4,5 мм. Область применения стальных труб ГОСТ Природный газ, паровая фаза СУГ 1,2. Черные, легкие и обыкновенные. Наружн ы е, внутренние. Природный газ, паровая фаза СУГ 0, Трубы электросварные термообработанн ы е по всему объему: Указанные требования следует вносить в заказные спецификации на трубы. Стандарт или технические условия на трубу. Марка стали, стандарт на сталь. Наружный диаметр трубы, мм. Толщина стенки трубы минимальная , мм, при рабочем давлении газа до 1,2 МПа природный газ , 1,6 МПа СУГ. Завод-изготовитель порядковый номер согласно приложению Б. ГОСТ группа В ГОСТ ТУ повышенного качества и надежности. ТУ пов ы шенного качества и надежности. ТУ 11 по типу ГОСТ группа В. ТУ по типу ГОСТ группа В повышенного качества. ТУ 1 1 Р по типу ГОСТ , группа В повышенного качества. ТУ Р по типу ГОСТ группа В. ГОСТ тип 1 - изготовленные контактной сваркой токами высокой частоты. ГОСТ тип 3 - изготовленные электродуговой сваркой. ГОСТ тип 2 - изготовленные электродуговой сваркой. ГОСТ группа В. ГОСТ группы В и Г ГОСТ ГОСТ черные, обыкновенные и легкие. В соответствии с ГОСТ D N10 0 ,0. D N15 0 ,0. ТУ 11 по типу ГОСТ ТУ по типу ГОСТ ТУ Р -1 3 по типу ГОСТ При этом трубы из стали по ГОСТ допускается применять 3 - 8 категорий. 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. ТУ 1 1 Р по типу ГОСТ группа В повышенного качества. ТУ 1- ТУ 12 повышенного качества и надежности. ГОСТ тип 1 - изготовлены контактной сваркой токами в ысокой частоты. ТУ 11 ТУ с наружным антикоррозионным покрытием. ТРУБЫ БЕСШОВНЫЕ ГОРЯЧЕ Д Е Ф ОР М ИРОВАНН Ы Е. ТУ 8. ГОСТ черные, обыкновенные, легкие печной сварки или электросварные тер м ообработанн ы е по всему объему или горячередуцированн ы е. Толщина стенки труб по позиции 1 не должна превышать 4 мм, трубы с толщиной стенки 3 - 4 мм должны быть термически обработанными. Условные обозначения медных труб расшифровываются следующим образом: Труба тянутая, круглая, нормальной точности изготовления, твердая, диаметром 22 мм, толщиной стенки 1,5 мм, длиной мм, из меди марки М2, высокой точности по кривизне, по ГОСТ На каждый пакет труб должен быть прикреплен ярлык с указанием: На каждой трубе, поставляемой отдельно, также должен быть прикреплен ярлык с вышеуказанными данными. Твердое состояние труб обозначается символами: Маркировка импортных труб производится согласно требованиям нормативной документации фирмы-поставщика. 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: 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. Типоразмер медных труб и соединительных деталей, мм. Допуск диаметра D 2 медных труб гладкого конца детали , мм. Допуск диаметра D 1 D 3 соединительных деталей, мм. Минимальная длина раструбного конца L 1 L 3 , мм. Минимальная длина раструбного конца L 2 , мм. П МФС 6 -0 ,15 , ТУ ; ПМФОЦр,03, ТУ 1- Припои ПМФС, 15 , ТУ ; ПМФОЦр, 0 3, ТУ обладают самофлюсующими свойствами, и пайку этими припоями рекомендуется выполнять без применения флюсов. 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. Прокладка газопроводов на опорах по территории поселений, за исключением промышленных зон, не рекомендуется. 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. В местах нерегулярного проезда автотранспорта внутренние подъезды к домовладениям и т. При этом на газ о проводе следует устанавливать опознавательные знаки, ограничивающие габариты тр а нспорта. На свободной территории в местах отсутствия пр о езда транс п о р та 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. 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. Рекомендуемые минимальные расстояния приведены в таблице 6. Условный диаметр газопровода, мм. Минимальные расстояния, мм, до трубопроводов инженерных коммуникаций диаметром, мм. 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. 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. Кабели в этом случае должны быть заключены в кожух трубу, короб и проложены на расстоянии в свету не менее 0,5 м от газопровода. 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. Запрещается использовать в качестве оснований под газопроводы п ы леват ы е пески. Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод предусматриваются: 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 d с 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. Кроме того, надземными рекомендуется предусматривать: Опоры газопроводов должны иметь регулируемый по высоте ригель. Контрольные трубки устанавливают на углах поворот а 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. Грунтовое основание газопровода должно быть уплотнено. Эластичная водонепроницаемая заделка между трубой и проемом не должна препятствовать возможному взаимному смещению газопровода и здания. Над перекрытием колодцев устраивается асфальтовая от м остка, выходящая за пределы пазух не менее чем на 0,5 м. В местах поворотов следует применять упругий изгиб газопроводов. Тип болота принимается согласно классификации СНиП III Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и др. Прочность и устойчивость газопро в одо в обеспечиваются и на стадиях сооружения, испытания и эксплуатации. Б уквенные обозначения величин и единицы их измерения, используемые в рас ч етах и фор м улах данного раздела, приведены в приложении Е. Величины необходимо принимать по СНиП 2. В таблице 7 типы местности определяются: А - открытые побережья морей, озер и водохранилищ, пустыни , с тепи, лесостепи , т ундра;. В - городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м;. С - городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м. Толщина стенки ответвления тройнико в ого соединения определяется по формуле Номинальная толщина стенки трубы принимается: Нормативные сопротивления R un и R уп принимаются равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детал и. Значения коэффициентов а и b принимаются: Сварные без усиливающих накладок. От 0,00 до 0, От 1,0 до 2 ,0. Для тройникового соединения должно соблюдаться и условие Значения s пр NS и s пр S определяются по формулам 17 и Значения дополнительных напряжений, МПа, при пучинистости грунта. 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 учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40 d c в обе стороны от него. Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих и слабопучинист ы х грунтах, в грунтах I типа проса д очности не учитываются. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле Значения коэффициента защемления газопровода в грунте m 0 , скоростей распространения продольных сейсмических волн v c и сейсмических ускорений a с определяются по таблицам 11 и Коэффициент защемления газопровода в грунте m 0. Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонас ыщ енн ы х. Песчаные водонас ы щенн ы е. Глинистые, полутвердые и твердые. Низкотемпературные мерзлые песчаные, глинистые, насыпные. Высокотемпературные мерзлые песчаные, глинистые, насыпные. Гравий , щ ебень и галечник. Известняки, сланцы, песчаники слабовыветренные и сильновыветренные. Здесь нагрузка от упругого отпора газопровода q изг при изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется по формулам 21 и Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице Обводненные и пойменные, за границами производства подводно-технических работ, участки трассы. Русловые участки трассы, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ. Коэффициент надежности по материалу пригруза принимается: Вес пригруза принимается по соответствующим стандартам или ТУ. Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно-техни ч еской документации. Здесь коэффициент условий работы g ca анкерного устройства принимается: В случае необходимости удовлетворения всех условий расстояние между опорами принимается наименьшим из определенных по этим условиям. Конструкции опор надземных газопроводов, прокладываемых по вечномерзл ы м, пучинист ы м, просадочн ы м, набухающим или насыпным грунтам, устраивают так, чтобы позволять восстанавливать проектное положение газопроводов, а величины пролетов в этих случаях принимают с коэффициентом 0,9. Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать согласно таблице Расстояние между неподвижными опорами, м, не более. Значение коэффициента k c принимается по таблице 16 в зависимости от числа пролетов. 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. Вертикальная нагрузка A в определяется по формул е L лев , L пр - величины пролетов слева и справа от рассматриваемой опоры;. Горизонтальные нагрузки вдоль оси газопровода определяются по формулам 30 и N к - о тпор компенсатора, определяем ы й по правилам строительной механики с учетом гибкости отводов и поперечных перемещений на участках 40 d е от угла поворота. Горизонтальная нагрузка, перпендикулярная оси трубопровода, определяется по формуле При применении стальных о пор между газопроводом и опорой необходимо устанавливать резиновую прокладку рисунок 5. Рекомендуемые расстояния между опорами определяются по таблице Расстояние между опорами при горизонтальной прокладке газопровода, м. Расстояние между опорами при вертикальной прокладке газопровода, м. Расстояние от соединительной детали до опоры составляет не менее 50 мм. 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. Заполнение свободного пр о странства в штрабе, в которой проложен газопровод, не допускается. Рисунок 5 - Опоры для крепления медных газопроводов. Рисунок 6 - Присоединение запорной арматуры к медному газопроводу. 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. Визуальный и измерительный контроль производят в соответствии с РД Рисун ок 7 - Прокладка газопроводов с соблюдением правил естественной компенсации. При обнаружении при повторной проверке хотя бы одного бракованного изделия вся партия труб соединительных деталей забраковывается. По решению заказчика или генерального подрядчика, кроме внешнего осмотра изоляционного покрытия труб, при входном контроле может производиться приборная проверка изоляции по ГОСТ 9. При наличии трещин, сквозных отверстий, раковин, неполной или забитой резьбы, отклонения геометрических размеров от требований ГОСТ ТУ , невыправляемых вмятин с о единительные детали забраковываются. Документ о качестве сертификат содержит следующие данные: Маркировка медных труб производится в соответствии с 4. Документ о качестве, сопровождающий импортные медные трубы, пере в одится на русский язык с указанием фирмы-производителя, условного обозначения медных труб или их химического состава, механических свойств, состояния поставки и проведенных испытаний на герметичность. 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. 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. Прицеп-роспуск оборудуется поворотным турникетом. Шаг выемок должен исключать соприкосновение труб друг с другом. Каждый ложемент может использоваться не более чем на два смежных диаметра изолированных труб. Ложементы рекомендуется изготавливать из дерева. Выемки обиваются войлоком или мягким эластичным материалом и не должны иметь углов и выступов, вызывающих повреждения изоляционного покрытия трубы. Ширина ложемента, измеренная вдоль оси трубы, должна быть не менее ширины основания коников. При транспортировке труб в несколько рядов каждый ряд укладывается в ложементы, отделяемые от нижнего ряда мягкими прокладками резина, войлок и т. Погрузочная высота коников автомобиля и прицепа должна быть на одном уровне. Свес труб за коники прицепа должен быть, как правило, не более 2 м. При перевозке изолированных труб под стопорные канаты рекомендуется подклад ы вать мягкие прокладки. Канаты должны быть в натянутом положении. Для погрузки и разгрузки изолированных труб диаметром до 16 8 мм применяют мягкие полотенца типа ПМ. Каждую неокрашенную деталь следует покрывать антикоррозионной смазкой и заворачивать в промасленную бум а гу. При перевозке ящиков необходимо принять меры по защите от атмосферных осадков. 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. Высота штабеля в стеллажах для всех диаметров труб не должна превышать, как правило, 2 м. Изолированные трубы рекомендуется укладывать неизолированными концами на лежки или мягкие насыпные земляные валы. Упаковка соединительных деталей для транспортировки должна отвечать требованиям технических условий изготовителя. 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. Допускные соединения паяют из труб и соединительных деталей одного из диаметров, используемых при строительстве. Образцы клеймят личным клеймом паяльщика резиновым оттиском или карандашом-маркером. Допускается концы образцов сплющить для удобства проведения испытаний. Образец нагружают равномерно и непрерывно до разрушения, в момент разрушения определяют максимальную нагрузку Р и место разрушения: По окончании испытания рассчитывают показатель прочности s в - временное сопротивление разрыву предел прочности по формуле Измеряют диаметр по в ерхности пайки D 1. Рассчитывают площадь кажд о го паяного шва по формуле Рисунок 8 - Допускное соединение. Примечание - Размер l определяется т и пом разрывной машины. В случае получения неудовлетворительных результатов повторного контроля хотя бы одного образца, паяльщик должен пройти дополнительное обучение по пайке, после чего выполнить пайку допускн ы х образцов, подлежащих испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов должны соответствовать ГОСТ и рекомендациям настоящего раздела. При сварке труб условным диаметром более мм двумя сварщиками каждый из них должен поставить наплавить или выбить по номеру клейму на границах своего участка. Рисунок 9 - Схема обработки кромки. Концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины, задиры фасок глубиной более 5 мм, обрезают. Сварка труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры с большей разнотолщинностью осуществляется стандартным переходом длиной не менее мм. Сварка нах л есточн ы х соединений производится в соответствии с ГОСТ и выполнением следующих требований: При сборке под сварку труб, у которых швы сварены с двух сторон, допускается не производить смещение швов при условии проверки места пересечения швов физическими методами. Рисунок 10 - Обработка свариваемых торцов труб. Если в процессе сборки и установки технологического зазора прихватка была произведена, она д о лжна быть полностью вышлифована и заварена в новь при сварке корневого шва. Ст 1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ ; 08, 10, 15 и 20 по ГОСТ ;. Ст 1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ ;. Предварительный подогрев стыков производят при сварке труб с толщиной стенки от 5 до 10 мм электродами с р ут илов ы м или целлюлозным покрытием при температуре наружного воздуха: Температуру предварительного подогрева контролируют контактными термометрами или термокарандашами ТУ Место замера температуры контактными термометрами нужно предварительно зачистить металлической щеткой. Если необходимы и просушка, и подогрев стыка, то производится только подогрев стыка. Дуга зажигается с поверхности разделки кромок или же с поверхности металла уже выполненного шва. 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. 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: Каждый слой шва перед наложением последующего тщательно очищают от шлака и брызг металла. Стыки газопроводов диаметром мм и более, свариваемые без остающегося подкладного кольца, должны быть выполнены с подваркой корня шва внутри трубы. Тип и марка сварочных машин. Наружный диаметр свариваемых труб, мм. Максимальное свариваемое сечение, мм 2. Вторичное напряжение сварочного трансформатора, В. Сопротивление сварочного контура при коротком замыкании, мкОм. Рабочее давление масла в гидросистемах, МПа. Рабочий ход поршня механизма оплавления, мм. Максимальное усилие осадки, МН. 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 зачистн ы х устройств - иглофрезерн ы х или скребковых. Предпочтительно применение иглофрезерн ы х агрегатов типа АЗТ- Кроме того, необходимо произвести механическую зачистку торцов труб. Центровка труб осуществляется сварочной машиной. Продольные швы с в арных труб при этом располагают в середине между токоподводящими башмаками. Величина зазора между центрируемыми трубами в любом месте периметра не должна превышать 3 мм для труб диаметром от 50 до мм и 7 мм - д ля труб диаметром свыше мм. Порядок съема грата внутренними и наружными гратоснимателями производится в соответствии с инструкцией по их эксплуатации. Стыки после снятия внутреннего и наружного грата должны иметь усиление высотой не более 3 мм. При снятии внутреннего и наружного грата не допускается уменьшение толщины стенки трубы и наличие острых кромок. При несоответствии хотя бы одного из вышеназванных параметров сварного соединения указанным требованиям стык бракуется и подлежит вырезке из газопровода. Диаграммы подписываются оператором и производителем работ. При отклонении фактического режима свар к и, записанного на диаграмме, стык подлежит вырезке из газопровода. Для труб диаметром менее 10 0 мм проводят испытания трех стыков на растяжение и трех стыков на сплющивание. Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XVIII ГОСТ со снятым усилением снаружи и изнутри трубы. Форма образцов для испытания на сплющивание соответствует типу XXX ГОСТ со снятым усилением снаружи и изнутри трубы. Образцы вырезаются равномерно по периметру трубы. Для труб диаметром до мм вырезают на растяжение - 2 образца, на изгиб - 4 образца; для труб диаметром более мм - соответственно 4 и 8 образцов. Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XII или XIII с удалением усиления шва по ГОСТ Форма образцов для испытания на статический изгиб при толщине стенки трубы до 12,5 мм соответствует типу XXV I I ГОСТ Диаметр нагружающей оправки должен быть равен четырем толщинам образца. Ширину таких образцов принимают равной 12,5 мм. Появление надрывов длиной до 5 мм по кромкам и на поверхности образца, не развивающихся дальше в процессе испытания, браковочным признаком не является. При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы одного стыка необходимо: О качестве стыковой сварки по каждому стыку в отдельности комиссия принимает соответствующее решение. Общий вид паяного соединения приведен на рисунке Рисунок 11 - Паяное соединение стальных труб. После механической обработки при сборке труб необходимо предохранять кромки торцов от загрязнений и повреждений. 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. 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: 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 сошлифован ы , 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. 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. Диаграммы должны быть подписаны оператором, производителем работ, контролером. При отклонении фактического режима пайки, записанного на диаграмме, от заданного в технологической карт е стык подлежит вырезке из газопровода. Для оценки механических свойств испытывают образцы на растяжение, статический изгиб или сплющив а ние. Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XVII I ГОСТ Форма образцов для испытания на сплющивание соответствует типу XXX ГОСТ Для труб диаметром мм и более проводят испытания образцов на растяжение и изгиб. Образцы вырезаются равномерно по периметру трубы: Форма образцов для испытания на растяжение соответст в ует типу XII или X I II ГОСТ Форма образцов для испытания на статический изгиб соответствует типу XXVII ГОСТ Диаметр нагружающей оправки при испытании на изг и б равен ч етырем толщинам образца. В ременное сопротивление разрыву паяного соединения, определенное как среднее арифметическое результатов, полученных при испытании образцов, должно быть не меньше нормативного значения временного сопротивления разрыву металла труб. При испытании на сплющивание величина просвета между сжимающими поверхностями при появлении первой трещины на поверхности образца должна быть не менее 20 мм. 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: О к ачестве пайки по каждому стыку в отдельности комиссия принимает соответствующее решение. При толщине стенок до 3 мм сварка производится без скоса кромок. Сварка с применением пропан-бутановой смеси допускается т олько для газопроводов давлением до 0, М Па условным диаметром не более мм с толщиной стенки до 5 мм. Газовую с в арку производят в один слой. Удельный расход газа на 1 мм толщины металла,. Сварка выполняется на постоянном токе обратной полярности электродной проволокой СвГС или СвГ2С диаметром 0,8 - 1 ,2 мм. Перечень оборудования и режимов - см. После сварки первого слоя в среде СО 2 обязательна зачистка поверхности металлическими щетками от шлака и брызг. Усиление наружного шва должно быть в пределах 1 - 3 мм, установленных ГОСТ Сварка в углекислом газе. Сварка в защитных газах. Подача на двух ступенях. Для дуговой сварки труб применяют следующие типы электродов по ГОСТ , ГОСТ Перед применением сварочные материалы проверяют внешним осмотром на их соответствие требованиям ГОСТ ТУ. При обнаружении дефектов обсыпка защитной обмазки электродов и их увлажнение, коррозия с в арочной проволоки применение этих материалов не допускается. СВАА, СВГА, СВГ2С, СГС, СВ- 12 ГС;. Для сохранения перпендикулярности кромки резки по отношению к оси трубы применяют корытообразную оправку. Образующиеся после резки заусенцы необходимо тщательно удалить. 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. Для гибки медных труб используются те же самые инструменты трубогибочн ы е станки , что и для ручной гибки стальных труб. Рисунок 13 - Холодная гибка медной трубы. Минимальный радиус гибки, мм. 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 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. Последовательность действий при горячей гибке труб следующая: Рисунок 15 - Схема калибровки медных труб перед монтажом. В исполнительной документации условные обозначения паяных соединений состоят из: Пример полного условного обозначения телескопического паяного соединения ПН-5 толщиной 0 ,1 мм, шириной 15 мм длиной 47 мм: Паяный шов характеризуется следующими показателями: К о нструктивными элементами паяного шва являются: О сновными параметрами конструктивных элементов паяного шва являются: Толщина шва определяется расстоянием между поверхностями соединенных деталей это расстояние эквивалентно величине паяного зазора. Ширина шва определяется протяженностью капиллярного шва в сечении , х арактеризующем тип паяного соединения. В телескопических соединениях ширина шва равна длине нахлестки размер L 1 , L 3. Длина шва для телескопического соединения равна длине окружности паяного соединения p D 1. Толщина шва определяется величиной сборочного зазора и физико-химическими свойствами паяемого материала и припоя см. Величина нахлестки определяется механическими свойствами паяемого материала, паяного шва и требованиями, предъявляемыми к конструкции. Обработанные детали до пайки допускается хранить не более 3 с ут , по истечении 3 с ут необходима повторная обработка стыкуемых поверхностей;. Длительность хр а нения деталей после ультразвукового травления до 60 сут;. Рисунок 16 - Схема паяного соединения. Затем пруток припоя подают к кромке раструба соединительной детали, достаточность нагрева определяют по началу плавления прутка припоя при прикосновении его к нагретой поверхности трубы, припой всасывается в капиллярный зазор и заполняет его, окончание пайки определяют по заполнению зазора, затем также выполняют паяный шов на втором третьем раструбе соединительной детали. Допускается выполнять пайку в любом пространственном положении соединяемых деталей рисунок Центрирующие приспособления снимают не ранее чем через 5 мин после пайки всех раструбов одной соединительной детали. Лицо необходимо защищать от брызг защитными очками. После окончания работ и перед принятием пищи необходимо тщательно вымыть руки. При операционном контроле необходимо проверять: Осмотр производят визуально или с применением лупы 2 - 4 -кратного увеличения. При обнаружении внешним осмотром дефектов паяные соединения бракуются и подлежат исправлению. Рисунок 1 7 - Очередность пайки 1 - 3 соединений тройника в зависимости от его положения в центрирующем приспособлении вид спереди. При неудовлетворительных результатах контроля образцов проверку следует повторить на удвоенном числе образцов. В случае получения неудовлетворительных результатов повторного контроля хотя бы одного образца паяльщик должен пройти дополнительное обучение по пайке, после чего выполнить пайку 3 допускн ы х образцов, подлежащих испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями. 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. Размеры лежек выбираются на стадии разработки проекта производства работ ППР. При этом учиты в аются: Такое положение фиксируется внутренним центратором. Плеть при сварке не должна подвергаться подвижкам; выполнение такого условия может быть достигнуто применением инвентарных монтажных опор, которые, полностью воспринимая вес плети, надежно фиксируют ее пространственное положение. После сварки корневого слоя шва под свободный конец трубы секции устанавливают подводят очередную монтажную опору. Далее осуществляют сварку заполняющих и облицовочного слоев; при этом положение всей плети, включая пристыковываемую трубу, является строго фиксированным по отношению к монтажным опорам. Исключение составляют те случаи, когда перечисленные выше воздействия специально предусмотрены технологией монтажа, например при сборке замыкающего стыка возле компенсатора, и в других аналогичных случаях. В указанных случаях зах л есточн ы й стык выносят в то место, где расположены равнотол щ инн ы е трубы; при этом к концу одной плети заранее приваривается труба или секция с толщиной стенки, соответствующей по этому параметру трубам смежной плети. Во время производства сварочных работ не рекомендуется производить изменения технологических параметров той монтажной схемы, которая была зафиксирована к моменту завершения сборки зах л есточного стыка. Не рекомендуется оставлять незаконченными сварные соединения зах л естов, то есть устраивать длительные перерывы в работе, когда стыкуемые плети с незавершенным сваркой стыком находятся на весу. 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. Контроль качества стыков на таких участках производится после выполнения изгиба. 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. Проект производства работ по сооружению надземных переходов через судоходные водные препятствия, оросительные каналы, железные и автомобильные дороги строительная организация согласовывает с соответствующими эксплуатирующими организациями. Точность положения осей опоры и газопровода при выносе в натуру: Отклонения высотной отметки подошвы фундамента опоры. Смещение фундамента относительно разбивочн ы х осей. Отклонение головы свай в плане. Отклонение отметки верха сваи. Отклонение отметки верха опорной части. Отклонение оси газопровода от центра опоры на продольно-подвижных опорах. То же, на свободно подвижных опорах с учетом температурного графика по проекту. Отклонение газопровода от геометрической оси на прямолинейных переходах без компенсации температурных деформаций на каждой опоре. Допускаемые отклонения строительно-разбивочн ы х работ от проектных размеров на арочные, вантов ы е, шпренгельн ы е переходы должны указываться в проекте. После окончания испытания газопровода при необходимости производится дополнительная регулировка. 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. Отделочные работы рекомендуется выполнять с подвесных люлек, лесов, плавсредств, монтажной вышки. Трубы гнут на сварочно-монтажной площадке, где отдельные элементы арочного перехода сваривают между собой в секции, арки, полуарки. Арочные переходы монтируют отдельны м и секциями на подмостях, из крупных секций с промежуточными опорами или собирают полуарку или все пролетное строение в горизонтальном положении и затем с помощью кранов устанавливают на место. Для 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. 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 в етровых тросов применяют канаты или круглую ст а ль. Для вытяжки и разметки тросов рекомендуется устраивать специальные сооружения настил, э стакада и т. 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. Подвески и оттяжки крепят к тросам до их подъема на вершины пилонов. После монтажа все тросы предварительно регулируют с помощью натяжных приспособлений талрепов. Газопровод рекомендуется монтировать следующими способами: В первом случае плеть газопровода рекомендуется прикреплять к тросам с помощью подвесок и поднимать при одновременном подъеме обоих пилонов вместе с тросами. Второй способ рекомендуется применять на широких горных и мелко в одных реках или оврагах при низком горизонте воды, когда удобно протащить плеть непосредст вен но по установленным на грунте легким подмостям. При третьем способе плеть газопровода рекомендуется протаскивать: Газопровод рекомендуется протаскивать с помощью лебедки или трактора. Продвигаемую часть газопровода на берегу рекомендуется поддерживать трубоукладчиками или временным и опорами. При четвертом способе рекомендуется сначала монтировать навесным способом эксплуатационный мостик, затем собирать на нем плеть газопровода из отдельных секций или протаскивать ее ц еликом. После закрепления газопроводов на подвесках производят выверку всех систем несущих и в етровых тросов и окрашивание монтажных стыков газопровода и поврежденных мест с подвесной тележки, для передвижения которой должен быть предусмотрен монорельс, или с временного мост и ка, или временных подмостей. При первом способе ш пренгель допускается собирать в горизонтальном положении с установкой временных опор под газопровод. Рекомендуется устанавливать шпренгельн ы е переход на пилоны с помощью поперечного пере м ещения вдоль препятствия с помощью кранов или других транспортных средств, продольного протаскивания с установкой временных опор или подмостей, понтонов, вертолетом и т. При втором способе сборку шпренгеля допускается осуществлять с помощью протаскивания трубы, в дальнейшем - монтаж элементов шпренгеля и установка его на пилоны. 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. 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. При непрерывном опуске применяют катков ы е ролико-канатн ы е полотенца, а также троллейные подвески, для цикличной укладки используют мягкие монтажные полотенца. В первом случае изоляционные работы на трассе сводятся лишь к очистке и изоляции зон кольцевых сварных швов. Высота подъема плети над строительной полосой в средней части колонны должна, как правило, находиться в пределах 1, 2 - 1, 5 м, а в местах работы машин - не менее чем 0,9 м. На сложных участках трассы в колонне рекомендуется иметь дополнительный трубоукладчик, который должен располагаться там, где возникает опасность появления перенапряже н ий в газопроводе или перегрузок штатных трубоукладчиков. Рисунок 18 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании комбайна для очистки и изоляции труб диаметром: СТ - сушильная установка; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; l 1 l 2 l 3 - расстояние между кранами-трубоукладчиками. Рисунок 19 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода см. ОЧ - установка очистки; ИЗ - изоляционная установка. Схема рисунки 18 и Расстояние между трубоукладчиками группами , м. Максимально допустимые расстояния между очистной и изоляционной машинами, м. При этом зазор между плетью и поверхностью грунта должен быть таким, чтобы полностью обеспечивалась принятая технология выполнения этих работ. Требуемая величина указанного зазора реализуется, как правило, за счет применения временных технологических опор заданной высот ы. Если не в озможно 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 Расстояние между трубоукладчиками грузоподъемными средствами , м. Рисунок 20 - Схемы расстановки трубоукладчиков при непрерывной укладке плети газопровода см. Рисунок 21 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода диаметром: Возможно также совмещение операций по изоляции стыков и укладке газопровода. Указанные операции могут выполняться как непрерывным способом с использованием катковых средств , так и циклично с применением мягких монтажных полотенец ;. По мере готовности плети к укладке производят ее на д вижку в сторону транше и и опуск в проектное положение. Процесс укладки по данной схеме производится циклично с периодом, определяемым интервалом времени, необходимым для очистки и изоляции стыков. Значения расстояний между трубоукладчиками или их группами приведены в таблице Количество трубоукладчиков грузоподъемных средств , одновременно поддерживающих плеть. Расстояние между трубоукладчиками грузоподъемными средствами l , м. При подходе колонны к участку со спуском его следует устанавливать перед головным трубоукладчиком, а при завершении работ на затяжном подъеме - в конце колонны, то есть позади изоляционной машины. Продольное перемещение наращиваемой плети осуществляют с помощью трубоукладчиков, тягачей и тракторных лебедок, установленн ы х и закрепленных путем я к орения на монтажной площадке. Рису н ок 22 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода диаметром: 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. 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. 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. Механические лебедки могут применяться в основном при прокладке коротких не более 60 м участков газопровода. Расчет тяговых усилий д о лжен входить в состав ППР. Устройство грунтовой насыпи может производиться как в летнее, так и в зимнее время. 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 двухроторн ы м экскаватором. Примерные показатели, характеризующие данный процесс, приведены в таблице Масса машин с оборудованием. Трубоу кл а д очное оборудование: С этой же целью дополнительно рекомендуется применять инвентарные защитные щиты. W - момент сопротивления поперечного сечения труб без учета покрытия. Напряжения изгиба при этом уменьшаются в 1,41 раза. Приведенные выше расчетные формулы получены применительно к тем случаям, когда грунтовое основание под газопроводом достаточно твердое жесткое. Если же оно обладает податливостью, то для определения искомых параметров требуется выполнять специальные расчеты. Допуск в сторону увеличения толщины слоя подсыпки составляет 10 см; уменьшение толщины этого слоя не рекомендуется. Балластировка производится бетонированием труб, навеской железобетонных утяжелителей, грунтовой засыпкой, навеской полимерно-грунтовых контейнеров и т. Закрепление производится анкерными устройствами различных типов в несущих грунтах. Установка кольце в ых утяжелит е лей на газопровод осуществляется на специальной монтажной площадке у перехода непосредственно пер е д протаскиванием. Сначала нижний ряд полукол е ц укладывается по оси спусковой дорожки, а в ерхний - вдоль нее; затем производят футер о вку газопровода, укладку плети газопровода на нижний ряд полу колец; укладку верхних полуколец на газопровод, закрепление полуколец между собой. До закрепления утяжелителей на трубе проверяется величина зазора между футеровочн ым и матами и полукольцами. В местах , где зазоры составляют более 5 мм, под внутреннюю поверхность полукольца устанавливаются дополнительные маты. Если невозможно удалить воду, то балластировка ведется вслед за с пуском плети в траншею с целью исключения остаточных продольных напряжений в газопроводе. В зимний период установку анкеров осуществляют по мере разработки траншеи во избежание промерзания дна траншеи. Установка винтовых анкеров в мерзлый грунт выполняется после размораживания грунтов на глубину заделки анкеров или после их механического рыхления. Минимальная глубина заложения винтового анкера в грунт принимается равной шести диаметрам его лопасти. При этом анкер помещается в трубу, труба вместе с анкером забивается в грунт на проектную глубину. Затем труба извлекается на поверхность, а лепестки анкера упираются заостренными концами в стенки скважины, образованной трубой. Раскрытие лепестков анкера производится путем извлечения анкера из грунта на 30 - 3 5 см до полного раскрытия лепестков. Верхние лепестки анкера после их раскрытия находятся в минеральном грунте на глубине, указанной в проекте. Раскрытие лепестков анкера фиксируется по показанию динамометра. Забивка анкеров в грунт производится с использованием сваебойного оборудования. При толщине мерзлого грунта более 30 см необходимо предварительное бурение скважин бурильной установкой. Производство работ по бурению скважин осуществляется буровыми машинами. Для разработки скважин парооттаиванием используются передвижные паровые котлы с рабочим давлением 1,0 МПа, производительность которых обеспечивает работу одновременно работающих неск о льких паровых игл. Вмораживание анкеров в грунт производят заблаговременно для обеспечения их расчетной несущей способности. Анкерные устройства устанавливаются в заранее разработанные в вечномерзлом грунте скважины, диаметр которых превышает диаметр диска не менее чем на 3 - 5 см, при этом пространство между стенками скважин и анкеров должно быть заполнено шламом. Длина части анкера, взаимодействующая с вечномерзл ы м грунтом в процессе эксплуатации газопровода, составляет не менее 2 м. 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 п о 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;. 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 П Г К. 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 полости наружных газопроводов производится в два этапа: Очистка полости внутренних газопроводов и газопроводов ГР П ГРУ производится в один этап - путем очистки каждой трубы секции перед монтажом. 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. При этом загрязнения удаляют из каждой вновь привариваемой трубы или секции. Очистное устройство располагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный вынос посторонних предметов и загрязнений из полости на каждом стыке, дополнительную защиту центратора, возможность постоянно контролировать состояние очистного инструмента. Очистка полости длинномерных труб, поступающих в бухтах или бунтах, производится после их размотки на месте монтажа укладки продувкой скоростным потоком воздуха. Полость компенсатора перед монтажом в нитку продувают. 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. Продувка без пропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха. Для обнаружения остановившихся застрявших в газопроводе поршней применяют специальные приборы поиска. С этой целью поршни снабжают генераторами электромагнитных волн, звука и др. Скорость перемещения поршня устанавливается при продувке воздухом, подаваемым непосредственно от компрессоров путем изменения режима работы производительности этих компрессоров. Указанные данные могут быть получены в результате изысканий, выполненных организацией, разрабатывающей проект подземных сооружений, либо специализированной организацией, привлекаемой на субподрядных началах. Проектирование электрохимической защиты осуществляется на основе технических условий, разрабатываемых предприятием по защите от коррозии. На действующих подземных стальных газопроводах основанием для проектирования электрохимической защиты может также являться наличие коррозионных повреждений на газопроводах. 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: При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложена стальная в ставка, 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. Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению должны быть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом - изоляционными покрытиями и ЭХЗ в соответствии с 8. В качестве футляров рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку. В первую очередь такие К ИП ы устанавливаются: В рабочих чертежах расстано в ку контрольно-измерительных пунктов рекомендуется производить на плане и профиле трассы. По проектируемым и существующим сооружениям указываются длина и диаметр сооружений, по существующим сооружениям - места установки средств электрохимической защиты, по рельсовым сетям - точки подключения отрицательных кабелей и существующих дренажных установок, данные о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов, геолого-геофизический разрез для выбора мест установки а н одных заземлителей. Размах колебаний разности потенциалов больше 0,05 В свидетельствует о наличии блуждающих токов. Оценка опасности коррозии под действием переменного тока может осуществляться по дву м критериям: При разработке проекта согласовывают подключение электрозащитных установок к сетям переменного тока с организациями, эксплуатирующими эти сети, размещение конструктивных элементов электрозащитных установок самой установки, анодного заземления, воздушных и кабельных линий и дренажных установок самой установки и дренажных кабелей , а также контрольно-измерительных пунктов - с землепользователями, а в случае пересечения линий электропередачи и линий связи или подземных сооружений - с организациями, эксплуатирующими эти сооружения. В проекте указываются данные о коррозионной активности грунтов и о наличии блуждающих токов, а также геолого-геофизический разрез в местах установки анодных заземлителей. В соответствии с РД Методика расчета совместной защиты газопроводов различного назначения приведена в РД 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. 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. 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-сульфатн ы м электродом сравнения находились в пределах от минус 0,9 В до минус 2,5 В. 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. 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 регуляторн ы х станциях и т. При возможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдают участкам газопроводов с наибольшими диаметрами при прочих равных условиях. Не рекомендуется непосредственное присоединение установок дренажной защиты к отрицательным шинам тяговых подстанций трамвая, а также к сборке отрицательных линий этих подстанций. Не рекомендуется присоединение усиленного дренажа в анодных зонах рельсовой сети, а также к рельсам деповских путей. Поляризованные и усиленные дренажи подключаются к рельсовым путям: Д о пускается более частое подключение защитных установок, если сопротивление всех параллельно подключенных к путевому дроссель-трансформатору устройств и сооружений более 5 Ом во всех случаях сопротивление утечке переменног о тока включает сопроти в ление защитной установки при шунтированном поляризованном элементе и сопротивление заземления собственно сооружения. Представитель транспортн о й организации присоединяет дренажный кабель к сооружениям источников блуждающих токов. Порядок измерений 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. При этом, как правило, должен быть охвачен период максимальных нагрузок электротранспорта. В отдельных случаях эти работы выполняются организацией, проектирующей электрохимзащи ту , в присутствии представителей эксплуатационных организаций, в ведении которых находятся смежные сооружени я. Технико-экономический расчет анодных заземлений заключается в определении оптимальных конструктивных параметров и числа анодных заземлителе й. Анодные заземлители следует размещать на максимально возможном удалении от защищаемого трубопровода и в грунтах с минимальным удельным электрическим сопротивлением ниже уровня их промерзания. При составлении проекта остальные параметры защиты электрическое сопротивление дре н ажн о го кабеля, сопротивление растеканию тока анодного заземления, напряжение на зажимах катодной станции или вольтдобавочного устройства усиленного электродренажа рассчитывают или выбирают с учетом технико-экономических показателей различных вариантов соотношения параметров. Схему расстановки протекторов выбирают с учетом технико-экономических показателей для данного сооружения. Допускается применение протяженных протекторов. Как правило, протектор располагают на расстоянии 4 - 5 м от газопровода. Разъемные соединения выводятся под люк. Присоединение кабелей к газопроводам выполняется через контактные устройства. Кабелями указанного сечения выполняются также обводные электроперемычки на ГРП с подземными вводами. 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. Основное назначение электроизолирующих соединений заключается в ликвидации нерегулируемых контактов газопроводов с другими заземленными коммуникациями и конструкциями. Высота установки электроизолирующего соединения выбирается по технологическим условиям прокладки газопровода. Допускается строительство и монтаж отдельных узлов и деталей электрозащитных установок производить по чертежам, разработанным специализированными проектными организациями имеющими лицензии на выполнение конструкторских разработок и согласованным с заказчиком, эксплуатационной организацией и подрядными строительными организациями. 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. Все работы, связанные с присоединениями дренажных кабелей к соот в етствующим устройствам сети электрифицированного транспорта, производят в соответствии с предписаниями эксплуатационных организаций железных дорог и трамвая и в присутствии представителей этих организаций. Засыпка уложенных в траншеи кабелей производится после их приемки представителем технического надзора с оформлением соответствующих актов. Предустановочный контроль выполняется заказчиком или по договору с ним подрядчиком или эксплуатационной организацией. Акт на приемку строительно-монтажных работ составляется на каждую установку в отдельности. В процессе проведения наладочных работ определяется соответствие реальных параметров электрохимической защиты проектным, определяются зоны защиты и устанавливаются оптимальные режимы работы установок электрохимической защиты приложение М. В комиссию должны быть включены представители заказчика, подрядчика, проектной и эксплуатационной организации, а также организации, по поручению региональных властей курирующей работы по защите подземных сооружений от коррозии в регионе. В комиссию по приемке в эксплуатацию установок ЭХЗ включаются представители территориальных органов Госгортехнадзора России. Комиссия производит осмотр доступных узлов электрозащитных установок, проверяет их соответствие предъявленной документации, знакомится с техническим отчетом по наладке электрозащитных установок и принимает решение по приемке установок защиты в эксплуатацию. Заказчик передает эксплуатационной организации полученную от подрядчика документацию в полном объеме, а также акты о допуске Госэнергонадзором установок защиты в эксплуатацию. В ходе приемки комиссия может проверить эффективность защиты подземных сооружений по своему усмотрению и проверить качество исполнения любого скрытого элемента защиты. В этом случае подрядчик обязан вскрыть этот узел для осмотра. Все выявленные недостатки подрядчик устраняет в установленные комиссией сроки, после чего вызы в ает комиссию повторно. Установка считается принятой в эксплуатацию с момента утверждения акта приемки. Качество покрытия труб должно соответствовать требованиям технических условий на каждый вид покрытия. Применяемые материалы и покрытия на их основе должны соответствовать требованиям технических условий и иметь сертификаты качества или технические паспорта. Проверку качества изоляционных работ на трассе осуществляют инженерно-технические работники строительно-монтажной организации, выполняющей изоляционные работы, а также технический надзор заказчика или организации, эксплуатирующей трубопроводы. Качество очистки проверяют осмотром внешней поверхности труб. Газопровод укладывают в траншею, присыпают грунтом на 2 0 - 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 Из экструдированного полиэтилена 1. Из полиэтиленовых липких лент 4. На основе битумных мастик. Толщина покрытия, мм, не менее, в зависимости от диаметра труб. Ударная прочность, Дж на 1 мм толщины покрытия. Величина напряжения при контроле сплошности на 1 мм толщины покрытия, кВ. Адгезию покрытия из полиэтиленовых липких лент определяют через 1 с ут после нанесения на трубы и стыки. При этом обеспечиваются однотипность, монолитность защитного покрытия. После исправления отремонтированные места подлежат вторичной проверке. При сдаче защитного п окрытия газопровода по требованию представителя заказчика предъявляют: Основные характеристики покрытий приведены в таблице Структура покрытия весьма усиленного типа включает два слоя полиэтиленовой липкой ленты толщиной 0,63 мм, нанесенной по специальной би ту мно-полимерной грунтовке, и наружную обертку из оберточной полиэтиленовой ленты с липким слоем. Допускается применять стеклохолсты других марок, соответствующие основным показателям, установленным в нормативно-технической документации на ВВ-К и ВВ-Г. Толщина наносимого изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень пропитки армирующей обмотки зависят от вязкости мастики, регулируемой изменением температуры в ванне в зависимости от температуры окружающей среды. Толщина покрытия для труб диаметром. Грунтовочный слой - битумно-полимерная мастика. Изолирующий подслой - лента полиэтиленовая ПолиленЛИ Защитный слой - экструдированн ы й полиэтилен. Для изоляции стыков и ремонта мест повреждений газопроводов с мастичным битумным покрыти е м не допускается применять полиэтиленовые или поливинилхлоридн ы е ленты. Толщина термоусаживающейся ленты должна быть не менее 1,8 мм. Формирование из ленты кольцевой манжеты проводится непосредственно на газопроводе рядом со стыком. При этом заготовка ленты по кольцу изгибается вокруг сварного стыка газопро в ода. Величина нах л еста ленты составляет не менее мм. Под манжету в месте нахлеста ленты подставляется прокладка из термостойкого фторопластового материала. После чего с помощью ручной газовой горелки прогревают адгезионный подслой ленты в месте нахлеста до образования расплава. После этого вручную с применением прикатывающего ролика производится уплотнение места нахлеста ленты. По мере остывания расплава происходят склеивание ленты и формирование кольцевой манжеты. Подготовленную манжету оставляют рядом с зоной сварного стыка газопровода до тех пор , пока не прогреют стык до необходимой темп е ратуры. Газовая горелка обеспечивает получение факела некоптящего пламени длиной не менее мм и шириной до 10 0 мм. Контроль температуры нагрева стыка в разных точках осуществляют пробным контактом полоски ленты, прикладываемой к поверхности разогретого стыка подклеивающим слоем. Если подклеивающий слой ленты при контакте с металлом трубы быстро плавится и прилипает к стальной поверхности, температура стыка достаточна для формирования покрытия из термоусажива ющ ейся ленты. При нагреве стыка до указанной выше температуры металл приобретает сизоватый цвет. После нагрева изолируемой зоны до необходимой температуры термоусаживаю щ аяся манжета устанавливается на место сварного стыка. Величина нахлеста манжеты на заводское покрытие труб составляет не менее 70 мм по обе стороны сварного стыка. Процесс термоусаживания манжеты начинается с ее фиксирования на зоне сварного стыка. Это достигается равномерным прогревом центральной части манжеты по всему периметру, в результате чего манжета дает термоусадку и фиксируется на трубе. Для обеспечения равномерности термоусадки материала и предотвращения сваривания 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. 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. Сформированное защитное покрытие удовлетворяет следующим требованиям: Липкие ленты наносятся на трубу по специальному клеевому праймеру, выпускаемому под каждый вид ленты. Они достаточно эластичные, чтобы осуществить требуемое натяжение для обеспечения качественного покрытия. Заусенцы со сварного стыка снять шлиф-машинкой или напильником, стык предварительно обернуть полоской липкой изоляционной лентой. Полиэтиленовую изоляционную ленту нанести на запраймированную и обернутую полоской ленты поверхность стыка таким образом, чтобы образовался нахлест с примыкающим к стыку заводским покрытием не менее 10 см, то есть на тот участок, с которого снята защитная обертка. Праймер наносится равномерным слоем, особое внимание рекомендуется уделять равномерности нанесения праймера на нижнюю образующую стыка газопровода. Не рекомендуется допускать наличие пропусков праймера по поверхности. Ширина полиэтиленовой ленты с липким слоем для ручного способа нанесения - не более 10 см. Заплата закрепляется на газопроводе кольцевым бандажом из липкой ленты или обертки с липким слоем. Основные физико-механические свойства битумных мастик, рекомендуемых для изоляции стыков и мест повреждений покрытия, приведены в таблице Затем срезанное на конус покрытие выравнивают, подплавляя его газовой горелкой или паяльной лампой;. Рекомендуется соблюдать следующие требования: Битумно-полимерная с повышенными адгезионными свойствами ТУ Температура размяг ч ения. Пенетрация, десятые доли мм. Второй оберточный слой наносится с нахлестом не менее 20 мм;. Качество изоляции стыка или отремонтированного участка покрытия в значительной степени зависит от соблюдения технологии изоляционных работ. Отслоившееся мастичное покрытие в зоне сквозного дефекта удаляется с трубы, а края оставляемого покрытия освобождаются от бумаги, зачищаются на конус в разогретом виде с применением ножа или металлического шпателя. Поверхность оголенного металла газопровода на участках дефекта рекомендуется зачистить от ржавчины стальными проволочными щетками, высушить и запраймировать битумным праймером. Сформированное покрытие в горячем виде прикатывают деревянным валиком для устранения воздушных пузырей, гофр и для более плотного межслойного сцепления покрытия. Толщина отремонтированных участков битумного покрытия для труб диаметром до 15 9 мм составляет 7,0 мм, а для труб большего диаметра - не менее 8,0 мм. Для праймирования поверхности зоны сварного стыка рекомендуется применять битумную грунтовку праймер. Допускается применять в качестве армирующего материала для изоляции стыков сте кл охолст, стеклоткань, нетканое полимерное полотно. Характеристики рулонного материала приведены в таблице Эластичность, количество двойных перегибов, не менее. Гарантийный срок хранения со дня изготовления. Прогретую ленту слегка натягивают и прижимают к изолируемой поверхности трубопровода. Во избежание образования пузырей и для плотного прилегания к трубе ленту дополнительно прикатывают валиком. Ширина навиваемой полосы ленты при спиральной навивке должна быть не более мм. Оберточную ленту наносят с нахлестом 15 - 2 0 мм. При изоляции углов поворота и мест врезок необходимо применять ленту шириной 90 мм. Для труб больших диаметров рекомендуется применять поверх двух слоев изоляционной полимерно-битумной ленты один слой оберточной ленты полиэтиленовой или поливинилх л оридной т олщиной не менее 0,5 мм. Мастичный слой заплаты перед наклеиванием подплавляют пламенем паяльной лампы или газовой горелки;. Для получения плотного покрытия его прикатывают валиком через антиадгезионную бумагу ;. Лента может применяться вместо г о рячих битумных мастик при ремонте мастичных битумных покрытий, а также покрытий из экструдированного полиэтилена и полимерных липких лент. Ленты можно применять при стыковке трубопроводов с разными видами покрытий, для изоляции заглушек и шин для устройст в а КУ при монтаже электрохимзащит ы. Функцию обертки выполняет полиэтиленовая пленка, нанесенная на рулонный материал. Общая толщина покрытия должна быть не менее 8,0 мм. Нижние и верхние слои покрытия должны быть сплавлены между собой, между слоями не должно быть пазух, вздутий и расслоений. Покрытие должно быть сплошным, без пропусков и прожогов. Очистку поверхности необходимо осуществлять с применением пескоструйных аппаратов, позволяющих с большой скоростью и эффективностью достичь требуемой степени очистки и придать поверхности необходимую шероховатость. Подплавление производят пламенем пропановой горелки, не допуская возгорания и стекания расплавленной мастики. Признаком того, что мастика достаточно расплавлена, чтобы обеспечить требуемую прилипаемость к запраймированной поверхности, является образование валика подплавленной мастики на поверхности рулонного материала. Наклейку рулонного материала на резервуар производят ярусами, начиная с нижнего. Длина полотнища не должна быть более 2,0 м. Нахлест полотнища верхнего яруса на нижний должен составлять не менее 80 мм. Для герметизации стыковочный шов нагревают горелкой и зашпаклевывают подплавленной мастикой. Технологические приемы при наклейке второго слоя рулонного материала в основном такие же, как при наклейке первого. Однако при нанесении второго слоя необходимо одновременно с подплавлением рулонного материала осуществлять подогрев поверхности ранее наклеенного изоляционного слоя до начала его плавления и плотную его прикатку. При несоблюдении этих требований прилипаемость между слоями покрытия будет недостаточной, в покрытии могут возникнуть расслоения в процессе эксплуатации. Толщина готового покрытия должна быть не менее 8,0 мм;. Альметьевск, Про м зона- Магистральная, 36 , с троение 1. В ы кса-7 Нижегородской области. Измененная редакция, Поправка от Магнитогорский металлургический комбинат, , Челябинская область, г. Новосибирский металлургический завод, , г. Таганрог Ростовской области, ул. Первоуральск, поселок Но в о-Талица. Типоразмер соединительных деталей диаметр пайки D 1 D 3 , мм. Предприятия-изготовители поставщики по приложению Б. Муфта, отвод, тройник равнопроходн ый. Латунные переходные детали пайка-резьба. Вят к а, Октябрьский проспект, Кольчугинский завод цветных металлов. Ки м ертау, ул. Трубный завод, , Россия, Свердловская обл. Директор - Колестинский Валерий Вячеславович. Е - модуль упругости материала труб, МПа;. I - момент инерции сечения газопровода, м 4 ;. H 0 - высота грунта закрепляемого НС М , м;. Q a - вес одного пригруза, Н;. R un , R уп - нормативные сопротивления материала труб и соединительных деталей соответственно по временному сопротивлению и пределу текучести, МПа;. R - расчетное сопротивление, МПа;. Материал марка или химический состав: Разрушающая нагрузка p , кгс. Оценка пайки годен, не годен. Диаметр собираемых труб, мм Длина собираемых труб, м Одновременно потребляемая мощность, кВт Число постов сборки, ш т Сварочный ток поста, А Численность обслуживающего персонала , чел Диаметр свариваемых труб, мм Длина свариваемых секций, м Комиссии были предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ: Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем. Сопротивление растекания за щ. Комисс и я в составе: Заключение об исправности сдаваемого сооружения: До л жность, Ф. Испытание изолирующего фланцевого соединения на прочность. При осмотре дефектов и утечек не обнаружено. И з олирующее фланцевое соединение испытание на пр оч н ость выдержало. Испытание изолирующего фланцевого соединения на плотность. Утечек и видимого падения давления по манометру не обнаружено. Изолирующее фланцевое соединение испытание на плотность выдержало. При испытании в сухом помещении мегометром типа М 01 при напряжении 1 кВ короткое замыкание не зафиксировано. Изолирующее фланцевое соединение электрические испытания выдержало. После установки фланца на газопровод вызвать представителя эксплуатационной организации для приемки. Расстояние между протекторами и защищаемым сооружением: Электрооборудование, перечисленное в п. Протокол измерения сопротивления изоляции кабелей. Протокол проверки наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами электрооборудования. Протокол измерения сопротивления растекания тока заземляющих устройств. Комиссия в составе представителей: Ознакомившись с технической документацией, установила следующее: Техдокументация согласована со всеми заинтересованными организациями без замечаний. Адрес устано в ки защиты. Тип блока совместной защиты. Токи в электроперемычках и протяженность защищаемых сооружений. Произведена проверка исправности электроизолирующего соединения по вызову. При приемке представлены следующие документы: Наладка установок электрохимической защиты выполняется специализированными организациями, имеющими лицензию на выполнение этих работ. Строительная организация передает наладочной организации следующую документацию: В процессе наладочных работ преобразователи установок электрохимической защиты должны пройти тщательный технический осмотр, проверку правильности всех внешних подключений и проверку плотности всех контактов. Выявленные в ходе осмотра и проверки недостатки устраняются работниками наладочных организаций, а выявленные неверные внешние подключения исправляются работниками строительно-монтажных организаций. После проверки преобразователей производятся осмотр и проверка всех элементов электрохимической защиты. Все выявленные в ходе этой проверки дефекты устраняются строительно-монтажной организацией. Установки электрохимической защиты включаются в работу с токовыми нагрузками, соответствующими проектным параметрам, не менее чем за 72 ч до начала пусконаладочн ы х работ при обязательной проверке правильности внешних подключений. О начале пусконаладочных работ извещаются владельцы защищаемых сооружений, эксплуатационные организации, которым будут передаваться защитные установки, и владельцы смежных подземных коммуникаций. На первом этапе наладочных работ производятся измерения потенциалов на защищаемых сооружениях при проектных режимах работы электрозащитных установок. Измерения производятся во всех пунктах измерений, предусмотренных проектом. Это пункты с наиболее высокими положительными и знакопеременными потенциалами, зафиксированными в ходе коррозионных изысканий; пункты в местах более высокой коррозионной активности грунтов; пункты на газопроводах, наиболее приближенных к источникам блуждающих токов, высоковольтным кабелям и линиям электропередачи, пункты наиболее удаленные и наиболее приближенные к анодным заземлителям. Измерения должны производиться с использованием регистрирующих и переносных в ы сокоомн ы х приборов по технологиям, предусмотренным ГОСТ 9. Измерения при наладке дренажных защитных установок должны производиться регистрирующими приборами, по возможности, синхронными, с длительностью записи не менее 1 ч. Полученные результаты измерений первого этапа анализируются с учетом измерений на смежных коммуникациях и принимаются решения по корректировке режимов работы установок защиты. В случае необходимости изменения режимов работы измерения повторяются во всех пунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимами работы. Корректировка режимов работы может производиться неоднократно до достижения желаемых результатов. В конечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимально возможные защитные токи, при которых на защищаемых сооружениях во всех пунктах измерений достигаются защитные потенциалы не ниже минимально допустимых в наименее защищенных пунктах и не более максимально допустимых в пунктах максимальной защиты. Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны быть согласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонах действия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своих заключениях справках. В случаях когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемых сооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений, наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациями разрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет их заказчику для принятия соответствующих мер. До реализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооружений уменьшается. Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладке защитных установок, который должен включать в себя: Технический отчет по наладке должен быть согласован головной организацией по эксплуатации газового хозяйства в регионе или, действующей по ее поручению, специализированной организацией по защите газовых сетей от коррозии и организацией, координирующей по поручению местных властей работу по защите подземных сооружений в регионе если такая имеется. Извлечение из СНиП 2. Расстояние в свету, м, до зданий, сооружений и надземных газопроводов давлением. Здания котельных, производственных предприятий категорий А и Б. Жилые, общественные, административные, бытовые здания I - III степеней огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов С0, С1. То же, IV степени огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов С2, С3. Закрытые наземные надземные склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Железнодорожные и трамвайные пути до ближайшего рельса. Подземные инженерные сети - водопровод, канализация, тепловые сети, телефонные, канализация, электрические кабельные блоки от края фундамента опоры газопровода. Автодороги от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи дороги. Ограда открытого распределительного устройства и открытой подстанции. В соответствии с ПУЭ. Расстояние в этих случаях от крайней опоры до подошвы откоса насыпи или бровки выемки следует принимать из условия обеспечения устойчивости земляного полотна. На кривых участках железнодорожных и трамвайных путей расстояния до выступающих частей опор надземных газопроводов следует увеличивать на величину выноса угла вагона. При согласовании с заинтересованными организациями допускается размещение опор надземных газопроводов над пересекаемыми подземными инженерными сетями при условии исключения передачи нагрузок на них и обеспечения возможности их ремонта. Расстояния до газопровода или его опоры в стесненных условиях на отдельных участках трассы допускается уменьшать при условии выполнения специальных мероприятий. Для входящих и выходящих газопроводов ГРП, пунктов учета расхода газа расстояния, указанные в позиции 1, не нормируются. Допускается применение СП, ПС 17ГС, 17Г1С, 09Г2С ГОСТ не ниже категории 3; СП 10Г2 ГОСТ 3 Надземные То же DN ГОСТ , ГОСТ ; DN - без ограничений ГОСТ , ГОСТ , ГОСТ Природный газ:
Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. Официально распространяем нормативную документацию с года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов. 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. Производство и приемка работ по изоляции сварных стыковых соединений стальных подземных газопроводов и ремонту мест повреждения покрытия. Изоляция стыков газопроводов с покрытием из экструдированного полиэтилена термоусаживающимися лентами. Изоляция стыков и ремонт мест повреждений полимерных покрытий газопроводов с применением полиэтиленовых липких лент. Изоляция стыков и ремонт мест повреждений покрытия газопроводов, построенных из труб с мастичным битумным покрытием.. Технология изоляционных работ на газопроводах в трассовых условиях с применением полимерно-битумных лент типа литкор и пирма.. Приложение В Номенклатура труб и соединительных деталей фитингов , применяющихся для строительства внутренних газопроводов из медных труб. Приложение Г Список российских предприятий, изготавливающих поставляющих медные трубы и соединительные детали для строительства внутренних газопроводов. В положениях СП приведены подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы, обеспечивающие выполнение обязательных требований, установленных СНиП 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. СНиП Инженерные изыскания для строительства. Планировка и застройка городских и сельских поселений. СНиП Газораспределительные системы. СП Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. Порядок разработки и поставки продукции на производство. ГОСТ Сталь углеродистая обыкновенного качества. ГОСТ Трубы медные. ГОСТ Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. ГОСТ Карбит кальция. ГОСТ Проволока стальная сварочная. ГОСТ Трубы стальные водогазопроводные. ГОСТ Прокат из легированной конструкционной стали. ГОСТ Ацетилен растворенный и газообразный технический. ГОСТ Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. ГОСТ Кислород газообразный технический и медицинский. ГОСТ Сварные соединения. Методы определения механических свойств. ГОСТ Двуокись углерода газообразная и жидкая. ГОСТ Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. ГОСТ Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. ГОСТ Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные. ГОСТ Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. ГОСТ СТСЭВ Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники с двумя переходами. ГОСТ Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты с двумя переходами. ГОСТ Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. ГОСТ Прокат тонколистовой холоднокатаный из низкоуглеродистой качественной стали для холодной штамповки. ГОСТ Е Флюсы сварочные плавленые. ГОСТ Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи мм. ГОСТ Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия. ГОСТ Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. ГОСТ Трубы стальные электросварные прямошовные. ГОСТ Трубы стальные электросварные. ГОСТ Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. ГОСТ Мастика битумно-резиновая изоляционная. Технические условия стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры. ГОСТ Соединения сварные. ГОСТ Прокат тонколистовой из углеродистой стали качественной и обыкновенного качества общего назначения. ГОСТ Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. ГОСТ Соединения паяные. Основные типы и параметры. ГОСТ Прокат из стали повышенной прочности. ГОСТ Ткани электроизоляционные из стеклянных крученых комплексных нитей. ГОСТ Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. ГОСТ Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. ГОСТ Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля. ГОСТ Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. ТУ Трубы стальные бесшовные горячедеформированные для газопроводов газлифтных систем и обустройства газовых месторождений. ТУ Трубы стальные электросварные прямошовные диаметром , мм для газонефтепроводов. ТУ Трубы стальные электросварные спиральношовные диаметром , , , мм для магистральных газопроводов. ТУ Трубы электросварные спиральношовные из углеродистой стали 20 для трубопроводов атомных электростанций. ТУ Трубы стальные электросварные с наружным противокоррозионным покрытием из полиэтилена. ТУ Р Трубы стальные электросварные прямошовные для газопроводов систем газораспределения с рабочим давлением до 2,5 МПа. ТУ Трубы стальные диаметром 89 - мм с наружным антикоррозионным покрытием из экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы стальные электросварные и бесшовные с наружным двухслойным антикоррозионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы диаметром 57 - мм с наружным покрытием на основе липких полимерных лент и комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием. ТУ Трубы стальные с наружным двухслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы диаметром 57 - мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием. ТУ Трубы стальные диаметром от 57 до мм с покрытием из экструдированного полиэтилена. ТУ Трубы стальные диаметром от 57 до мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для газопроводов. ТУ Мастика битумно-полимерная для изоляционных покрытий подземных газопроводов. ПБ Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. ПУЭ Правила устройства электроустановок. РД Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства. РД Инструкция по визуальному и измерительному контролю. РД Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. При расчете на прочность газопроводов из труб по ГОСТ , металл и сварные швы которых не имеют характеристики прочности, величины временного сопротивления и предела текучести следует принимать минимальными для соответствующих марок стали. Величина эквивалента углерода не должна превышать 0, Эквивалент углерода для углеродистой стали с повышенным содержанием марганца следует определять по формуле. Таблица 1 - Марки стали труб для строительства газопроводов природного и сжиженного углеводородных газов. Допускается применение СП, ПС 17ГС, 17Г1С, 09Г2С ГОСТ не ниже категории 3; СП 10Г2 ГОСТ DN ГОСТ , ГОСТ ; DN - без ограничений ГОСТ , ГОСТ , ГОСТ Трубы по ГОСТ , ГОСТ допускается применять только при PN 0,6 МПа. ПС Ст2, Ст3 ГОСТ ; 08, 10, 15, 20 ГОСТ КП Ст2, Ст3 ГОСТ ; 08, 10, 15, 20 ГОСТ Область применения стальных труб ГОСТ Указанные требования следует вносить в заказные спецификации на трубы. Толщина стенки трубы минимальная , мм, при рабочем давлении газа до 1,2 МПа природный газ , 1,6 МПа СУГ. ГОСТ группа В ГОСТ ТУ по типу ГОСТ группа В. ТУ по типу ГОСТ группа В повышенного качества. ТУ Р по типу ГОСТ , группа В повышенного качества. ТУ Р по типу ГОСТ группа В. ГОСТ тип 1 - изготовленные контактной сваркой токами высокой частоты. ГОСТ тип 3 - изготовленные электродуговой сваркой. ГОСТ тип 2 - изготовленные электродуговой сваркой. ГОСТ группа В. ГОСТ группы В и Г ГОСТ ГОСТ черные, обыкновенные и легкие. В соответствии с ГОСТ ТУ по типу ГОСТ ТУ Р по типу ГОСТ При этом трубы из стали по ГОСТ допускается применять 3 - 8 категорий. 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. ТУ Р по типу ГОСТ группа В повышенного качества. ГОСТ тип 1 - изготовлены контактной сваркой токами высокой частоты. ГОСТ черные, обыкновенные, легкие печной сварки или электросварные термообработанные по всему объему или горячередуцированные. Толщина стенки труб по позиции 1 не должна превышать 4 мм, трубы с толщиной стенки 3 - 4 мм должны быть термически обработанными. Труба тянутая, круглая, нормальной точности изготовления, твердая, диаметром 22 мм, толщиной стенки 1,5 мм, длиной мм, из меди марки М2, высокой точности по кривизне, по ГОСТ На каждый пакет труб должен быть прикреплен ярлык с указанием:. На каждой трубе, поставляемой отдельно, также должен быть прикреплен ярлык с вышеуказанными данными. Маркировка импортных труб производится согласно требованиям нормативной документации фирмы-поставщика. 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:. 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. ПМФС,15, ТУ ; ПМФОЦр,03, ТУ Припои ПМФС,15, ТУ ; ПМФОЦр,03, ТУ обладают самофлюсующими свойствами, и пайку этими припоями рекомендуется выполнять без применения флюсов. 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. Прокладка газопроводов на опорах по территории поселений, за исключением промышленных зон, не рекомендуется. 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. В местах нерегулярного проезда автотранспорта внутренние подъезды к домовладениям и т. 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. 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. 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. 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. Кабели в этом случае должны быть заключены в кожух трубу, короб и проложены на расстоянии в свету не менее 0,5 м от газопровода. 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. Запрещается использовать в качестве оснований под газопроводы пылеватые пески. Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод предусматриваются: 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 d с 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. Кроме того, надземными рекомендуется предусматривать: 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. Грунтовое основание газопровода должно быть уплотнено. Эластичная водонепроницаемая заделка между трубой и проемом не должна препятствовать возможному взаимному смещению газопровода и здания. Над перекрытием колодцев устраивается асфальтовая отмостка, выходящая за пределы пазух не менее чем на 0,5 м. В местах поворотов следует применять упругий изгиб газопроводов. Тип болота принимается согласно классификации СНиП III Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и др. 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. Величины необходимо принимать по СНиП 2. В - городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м;. Номинальная толщина стенки трубы принимается: Нормативные сопротивления R un и R уп принимаются равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали. Значения коэффициентов а и b принимаются: Значения s пр NS и s пр S определяются по формулам 17 и 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 учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40 d c 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 Значения коэффициента защемления газопровода в грунте m 0 , скоростей распространения продольных сейсмических волн v c и сейсмических ускорений a с определяются по таблицам 11 и Здесь нагрузка от упругого отпора газопровода q изг при изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется по формулам 21 и Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице Обводненные и пойменные, за границами производства подводно-технических работ, участки трассы. Русловые участки трассы, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ. Коэффициент надежности по материалу пригруза принимается: Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно-технической документации. 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 этих случаях принимают с коэффициентом 0,9. Значение коэффициента k c принимается по таблице 16 в зависимости от числа пролетов. 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. L лев , L пр - величины пролетов слева и справа от рассматриваемой опоры;. N к - отпор компенсатора, определяемый по правилам строительной механики с учетом гибкости отводов и поперечных перемещений на участках 40 d е от угла поворота. При применении стальных опор между газопроводом и опорой необходимо устанавливать резиновую прокладку рисунок 5. 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. Заполнение свободного пространства в штрабе, в которой проложен газопровод, не допускается. 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. Визуальный и измерительный контроль производят в соответствии с РД Рисун ок 7 - Прокладка газопроводов с соблюдением правил естественной компенсации. При обнаружении при повторной проверке хотя бы одного бракованного изделия вся партия труб соединительных деталей забраковывается. По решению заказчика или генерального подрядчика, кроме внешнего осмотра изоляционного покрытия труб, при входном контроле может производиться приборная проверка изоляции по ГОСТ 9. При наличии трещин, сквозных отверстий, раковин, неполной или забитой резьбы, отклонения геометрических размеров от требований ГОСТ ТУ , невыправляемых вмятин соединительные детали забраковываются. Документ о качестве сертификат содержит следующие данные:. Маркировка медных труб производится в соответствии с 4. 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. 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. 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. Шаг выемок должен исключать соприкосновение труб друг с другом. Каждый ложемент может использоваться не более чем на два смежных диаметра изолированных труб. Ложементы рекомендуется изготавливать из дерева. Выемки обиваются войлоком или мягким эластичным материалом и не должны иметь углов и выступов, вызывающих повреждения изоляционного покрытия трубы. Ширина ложемента, измеренная вдоль оси трубы, должна быть не менее ширины основания коников. При транспортировке труб в несколько рядов каждый ряд укладывается в ложементы, отделяемые от нижнего ряда мягкими прокладками резина, войлок и т. Погрузочная высота коников автомобиля и прицепа должна быть на одном уровне. Свес труб за коники прицепа должен быть, как правило, не более 2 м. При перевозке изолированных труб под стопорные канаты рекомендуется подкладывать мягкие прокладки. Канаты должны быть в натянутом положении. Для погрузки и разгрузки изолированных труб диаметром до мм применяют мягкие полотенца типа ПМ. Каждую неокрашенную деталь следует покрывать антикоррозионной смазкой и заворачивать в промасленную бумагу. При перевозке ящиков необходимо принять меры по защите от атмосферных осадков. 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. Изолированные трубы рекомендуется укладывать неизолированными концами на лежки или мягкие насыпные земляные валы. Упаковка соединительных деталей для транспортировки должна отвечать требованиям технических условий изготовителя. 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. Допускные соединения паяют из труб и соединительных деталей одного из диаметров, используемых при строительстве. Образцы клеймят личным клеймом паяльщика резиновым оттиском или карандашом-маркером. Допускается концы образцов сплющить для удобства проведения испытаний. Образец нагружают равномерно и непрерывно до разрушения, в момент разрушения определяют максимальную нагрузку Р и место разрушения: По окончании испытания рассчитывают показатель прочности s в - временное сопротивление разрыву предел прочности по формуле Измеряют диаметр поверхности пайки D 1. Рассчитывают площадь каждого паяного шва по формуле В случае получения неудовлетворительных результатов повторного контроля хотя бы одного образца, паяльщик должен пройти дополнительное обучение по пайке, после чего выполнить пайку допускных образцов, подлежащих испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов должны соответствовать ГОСТ и рекомендациям настоящего раздела. При сварке труб условным диаметром более мм двумя сварщиками каждый из них должен поставить наплавить или выбить по номеру клейму на границах своего участка. Сварка труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры с большей разнотолщинностью осуществляется стандартным переходом длиной не менее мм. Сварка нахлесточных соединений производится в соответствии с ГОСТ и выполнением следующих требований:. При сборке под сварку труб, у которых швы сварены с двух сторон, допускается не производить смещение швов при условии проверки места пересечения швов физическими методами. Если в процессе сборки и установки технологического зазора прихватка была произведена, она должна быть полностью вышлифована и заварена вновь при сварке корневого шва. Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ ; 08, 10, 15 и 20 по ГОСТ ;. Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ ;. 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: Температуру предварительного подогрева контролируют контактными термометрами или термокарандашами ТУ Место замера температуры контактными термометрами нужно предварительно зачистить металлической щеткой. Дуга зажигается с поверхности разделки кромок или же с поверхности металла уже выполненного шва. 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. 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:. Каждый слой шва перед наложением последующего тщательно очищают от шлака и брызг металла. Стыки газопроводов диаметром мм и более, свариваемые без остающегося подкладного кольца, должны быть выполнены с подваркой корня шва внутри трубы. 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 Центровка труб осуществляется сварочной машиной. Продольные швы сварных труб при этом располагают в середине между токоподводящими башмаками. Величина зазора между центрируемыми трубами в любом месте периметра не должна превышать 3 мм для труб диаметром от 50 до мм и 7 мм - для труб диаметром свыше мм. Порядок съема грата внутренними и наружными гратоснимателями производится в соответствии с инструкцией по их эксплуатации. Стыки после снятия внутреннего и наружного грата должны иметь усиление высотой не более 3 мм. При снятии внутреннего и наружного грата не допускается уменьшение толщины стенки трубы и наличие острых кромок. При несоответствии хотя бы одного из вышеназванных параметров сварного соединения указанным требованиям стык бракуется и подлежит вырезке из газопровода. Диаграммы подписываются оператором и производителем работ. При отклонении фактического режима сварки, записанного на диаграмме, стык подлежит вырезке из газопровода. Для труб диаметром менее мм проводят испытания трех стыков на растяжение и трех стыков на сплющивание. Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XVIII ГОСТ со снятым усилением снаружи и изнутри трубы. Форма образцов для испытания на сплющивание соответствует типу XXX ГОСТ со снятым усилением снаружи и изнутри трубы. Образцы вырезаются равномерно по периметру трубы. Для труб диаметром до мм вырезают на растяжение - 2 образца, на изгиб - 4 образца; для труб диаметром более мм - соответственно 4 и 8 образцов. Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XII или XIII с удалением усиления шва по ГОСТ Форма образцов для испытания на статический изгиб при толщине стенки трубы до 12,5 мм соответствует типу XXVII ГОСТ Диаметр нагружающей оправки должен быть равен четырем толщинам образца. Ширину таких образцов принимают равной 12,5 мм. Появление надрывов длиной до 5 мм по кромкам и на поверхности образца, не развивающихся дальше в процессе испытания, браковочным признаком не является. О качестве стыковой сварки по каждому стыку в отдельности комиссия принимает соответствующее решение. Общий вид паяного соединения приведен на рисунке После механической обработки при сборке труб необходимо предохранять кромки торцов от загрязнений и повреждений. 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. 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. 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. 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. 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 оценки механических свойств испытывают образцы на растяжение, статический изгиб или сплющивание. Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XVIII ГОСТ Форма образцов для испытания на сплющивание соответствует типу XXX ГОСТ Для труб диаметром мм и более проводят испытания образцов на растяжение и изгиб. Образцы вырезаются равномерно по периметру трубы: Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XII или XIII ГОСТ Форма образцов для испытания на статический изгиб соответствует типу XXVII ГОСТ 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. При испытании на сплющивание величина просвета между сжимающими поверхностями при появлении первой трещины на поверхности образца должна быть не менее 20 мм. 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:. О качестве пайки по каждому стыку в отдельности комиссия принимает соответствующее решение. Сварка с применением пропан-бутановой смеси допускается только для газопроводов давлением до 0, МПа условным диаметром не более мм с толщиной стенки до 5 мм. Сварка выполняется на постоянном токе обратной полярности электродной проволокой СвГС или СвГ2С диаметром 0,8 - 1,2 мм. Перечень оборудования и режимов - см. После сварки первого слоя в среде СО 2 обязательна зачистка поверхности металлическими щетками от шлака и брызг. Усиление наружного шва должно быть в пределах 1 - 3 мм, установленных ГОСТ Для дуговой сварки труб применяют следующие типы электродов по ГОСТ , ГОСТ 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. СВАА, СВГА, СВГ2С, СГС, СВГС;. Для сохранения перпендикулярности кромки резки по отношению к оси трубы применяют корытообразную оправку. Образующиеся после резки заусенцы необходимо тщательно удалить. 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. Для гибки медных труб используются те же самые инструменты трубогибочные станки , что и для ручной гибки стальных труб. 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 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. Пример полного условного обозначения телескопического паяного соединения ПН-5 толщиной 0,1 мм, шириной 15 мм длиной 47 мм:. Основными параметрами конструктивных элементов паяного шва являются: Толщина шва определяется расстоянием между поверхностями соединенных деталей это расстояние эквивалентно величине паяного зазора. 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. Длина шва для телескопического соединения равна длине окружности паяного соединения p D 1. Толщина шва определяется величиной сборочного зазора и физико-химическими свойствами паяемого материала и припоя см. Величина нахлестки определяется механическими свойствами паяемого материала, паяного шва и требованиями, предъявляемыми к конструкции. Обработанные детали до пайки допускается хранить не более 3 сут, по истечении 3 сут необходима повторная обработка стыкуемых поверхностей;. Длительность хранения деталей после ультразвукового травления до 60 сут;. Затем пруток припоя подают к кромке раструба соединительной детали, достаточность нагрева определяют по началу плавления прутка припоя при прикосновении его к нагретой поверхности трубы, припой всасывается в капиллярный зазор и заполняет его, окончание пайки определяют по заполнению зазора, затем также выполняют паяный шов на втором третьем раструбе соединительной детали. Допускается выполнять пайку в любом пространственном положении соединяемых деталей рисунок Центрирующие приспособления снимают не ранее чем через 5 мин после пайки всех раструбов одной соединительной детали. Лицо необходимо защищать от брызг защитными очками. При операционном контроле необходимо проверять: Осмотр производят визуально или с применением лупы 2 - 4-кратного увеличения. При обнаружении внешним осмотром дефектов паяные соединения бракуются и подлежат исправлению. Рисунок 1 7 - Очередность пайки 1 - 3 соединений тройника в зависимости от его положения в центрирующем приспособлении вид спереди. При неудовлетворительных результатах контроля образцов проверку следует повторить на удвоенном числе образцов. В случае получения неудовлетворительных результатов повторного контроля хотя бы одного образца паяльщик должен пройти дополнительное обучение по пайке, после чего выполнить пайку 3 допускных образцов, подлежащих испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями. 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. Размеры лежек выбираются на стадии разработки проекта производства работ ППР. Такое положение фиксируется внутренним центратором. Плеть при сварке не должна подвергаться подвижкам; выполнение такого условия может быть достигнуто применением инвентарных монтажных опор, которые, полностью воспринимая вес плети, надежно фиксируют ее пространственное положение. После сварки корневого слоя шва под свободный конец трубы секции устанавливают подводят очередную монтажную опору. Далее осуществляют сварку заполняющих и облицовочного слоев; при этом положение всей плети, включая пристыковываемую трубу, является строго фиксированным по отношению к монтажным опорам. Исключение составляют те случаи, когда перечисленные выше воздействия специально предусмотрены технологией монтажа, например при сборке замыкающего стыка возле компенсатора, и в других аналогичных случаях. В указанных случаях захлесточный стык выносят в то место, где расположены равнотолщинные трубы; при этом к концу одной плети заранее приваривается труба или секция с толщиной стенки, соответствующей по этому параметру трубам смежной плети. Во время производства сварочных работ не рекомендуется производить изменения технологических параметров той монтажной схемы, которая была зафиксирована к моменту завершения сборки захлесточного стыка. Не рекомендуется оставлять незаконченными сварные соединения захлестов, то есть устраивать длительные перерывы в работе, когда стыкуемые плети с незавершенным сваркой стыком находятся на весу. 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. Контроль качества стыков на таких участках производится после выполнения изгиба. 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. Проект производства работ по сооружению надземных переходов через судоходные водные препятствия, оросительные каналы, железные и автомобильные дороги строительная организация согласовывает с соответствующими эксплуатирующими организациями. Отклонение газопровода от геометрической оси на прямолинейных переходах без компенсации температурных деформаций на каждой опоре. Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров на арочные, вантовые, шпренгельные переходы должны указываться в проекте. После окончания испытания газопровода при необходимости производится дополнительная регулировка. При необходимости устанавливают временные опоры. Длина плети не должна превышать, как правило, расстояние между компенсаторами и углами поворота трассы. 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. Отделочные работы рекомендуется выполнять с подвесных люлек, лесов, плавсредств, монтажной вышки. Трубы гнут на сварочно-монтажной площадке, где отдельные элементы арочного перехода сваривают между собой в секции, арки, полуарки. Арочные переходы монтируют отдельными секциями на подмостях, из крупных секций с промежуточными опорами или собирают полуарку или все пролетное строение в горизонтальном положении и затем с помощью кранов устанавливают на место. Для 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. 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. Пилоны, имеющие большую высоту, рекомендуется устанавливать при помощи падающей стрелы, а затем подъемными тросами и раскреплять временными расчалками. Для вытяжки и разметки тросов рекомендуется устраивать специальные сооружения настил, эстакада и т. 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. 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. В первом случае плеть газопровода рекомендуется прикреплять к тросам с помощью подвесок и поднимать при одновременном подъеме обоих пилонов вместе с тросами. Второй способ рекомендуется применять на широких горных и мелководных реках или оврагах при низком горизонте воды, когда удобно протащить плеть непосредственно по установленным на грунте легким подмостям. Продвигаемую 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. Рекомендуется устанавливать шпренгельные переход на пилоны с помощью поперечного перемещения вдоль препятствия с помощью кранов или других транспортных средств, продольного протаскивания с установкой временных опор или подмостей, понтонов, вертолетом и т. При втором способе сборку шпренгеля допускается осуществлять с помощью протаскивания трубы, в дальнейшем - монтаж элементов шпренгеля и установка его на пилоны. 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. 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. При непрерывном опуске применяют катковые ролико-канатные полотенца, а также троллейные подвески, для цикличной укладки используют мягкие монтажные полотенца. В первом случае изоляционные работы на трассе сводятся лишь к очистке и изоляции зон кольцевых сварных швов. Высота подъема плети над строительной полосой в средней части колонны должна, как правило, находиться в пределах 1,2 - 1,5 м, а в местах работы машин - не менее чем 0,9 м. 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. Рисунок 18 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании комбайна для очистки и изоляции труб диаметром: СТ - сушильная установка; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; l 1 l 2 l 3 - расстояние между кранами-трубоукладчиками. Рисунок 19 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода см. При этом зазор между плетью и поверхностью грунта должен быть таким, чтобы полностью обеспечивалась принятая технология выполнения этих работ. Требуемая величина указанного зазора реализуется, как правило, за счет применения временных технологических опор заданной высоты. 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 Рисунок 20 - Схемы расстановки трубоукладчиков при непрерывной укладке плети газопровода см. Рисунок 21 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода диаметром: Указанные операции могут выполняться как непрерывным способом с использованием катковых средств , так и циклично с применением мягких монтажных полотенец ;. 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. При подходе колонны к участку со спуском его следует устанавливать перед головным трубоукладчиком, а при завершении работ на затяжном подъеме - в конце колонны, то есть позади изоляционной машины. Продольное перемещение наращиваемой плети осуществляют с помощью трубоукладчиков, тягачей и тракторных лебедок, установленных и закрепленных путем якорения на монтажной площадке. Рису нок 22 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода диаметром: 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. 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. 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. Механические лебедки могут применяться в основном при прокладке коротких не более 60 м участков газопровода. Расчет тяговых усилий должен входить в состав ППР. 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 С этой же целью дополнительно рекомендуется применять инвентарные защитные щиты. Напряжения изгиба при этом уменьшаются в 1,41 раза. Приведенные выше расчетные формулы получены применительно к тем случаям, когда грунтовое основание под газопроводом достаточно твердое жесткое. Если же оно обладает податливостью, то для определения искомых параметров требуется выполнять специальные расчеты. Допуск в сторону увеличения толщины слоя подсыпки составляет 10 см; уменьшение толщины этого слоя не рекомендуется. Балластировка производится бетонированием труб, навеской железобетонных утяжелителей, грунтовой засыпкой, навеской полимерно-грунтовых контейнеров и т. 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. Если невозможно удалить воду, то балластировка ведется вслед за спуском плети в траншею с целью исключения остаточных продольных напряжений в газопроводе. В зимний период установку анкеров осуществляют по мере разработки траншеи во избежание промерзания дна траншеи. Установка винтовых анкеров в мерзлый грунт выполняется после размораживания грунтов на глубину заделки анкеров или после их механического рыхления. Минимальная глубина заложения винтового анкера в грунт принимается равной шести диаметрам его лопасти. При этом анкер помещается в трубу, труба вместе с анкером забивается в грунт на проектную глубину. Затем труба извлекается на поверхность, а лепестки анкера упираются заостренными концами в стенки скважины, образованной трубой. Раскрытие лепестков анкера производится путем извлечения анкера из грунта на 30 - 35 см до полного раскрытия лепестков. Верхние лепестки анкера после их раскрытия находятся в минеральном грунте на глубине, указанной в проекте. Раскрытие лепестков анкера фиксируется по показанию динамометра. Забивка анкеров в грунт производится с использованием сваебойного оборудования. При толщине мерзлого грунта более 30 см необходимо предварительное бурение скважин бурильной установкой. Для разработки скважин парооттаиванием используются передвижные паровые котлы с рабочим давлением 1,0 МПа, производительность которых обеспечивает работу одновременно работающих нескольких паровых игл. Вмораживание анкеров в грунт производят заблаговременно для обеспечения их расчетной несущей способности. Анкерные устройства устанавливаются в заранее разработанные в вечномерзлом грунте скважины, диаметр которых превышает диаметр диска не менее чем на 3 - 5 см, при этом пространство между стенками скважин и анкеров должно быть заполнено шламом. Длина части анкера, взаимодействующая с вечномерзлым грунтом в процессе эксплуатации газопровода, составляет не менее 2 м. 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;. 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 полости наружных газопроводов производится в два этапа: Очистка полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП ГРУ производится в один этап - путем очистки каждой трубы секции перед монтажом. 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. Очистное устройство располагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный вынос посторонних предметов и загрязнений из полости на каждом стыке, дополнительную защиту центратора, возможность постоянно контролировать состояние очистного инструмента. Очистка полости длинномерных труб, поступающих в бухтах или бунтах, производится после их размотки на месте монтажа укладки продувкой скоростным потоком воздуха. Полость компенсатора перед монтажом в нитку продувают. 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. Продувка без пропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха. Для обнаружения остановившихся застрявших в газопроводе поршней применяют специальные приборы поиска. Скорость перемещения поршня устанавливается при продувке воздухом, подаваемым непосредственно от компрессоров путем изменения режима работы производительности этих компрессоров. Указанные данные могут быть получены в результате изысканий, выполненных организацией, разрабатывающей проект подземных сооружений, либо специализированной организацией, привлекаемой на субподрядных началах. Проектирование электрохимической защиты осуществляется на основе технических условий, разрабатываемых предприятием по защите от коррозии. На действующих подземных стальных газопроводах основанием для проектирования электрохимической защиты может также являться наличие коррозионных повреждений на газопроводах. 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:. 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. Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению должны быть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом - изоляционными покрытиями и ЭХЗ в соответствии с 8. В качестве футляров рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку. В рабочих чертежах расстановку контрольно-измерительных пунктов рекомендуется производить на плане и профиле трассы. По проектируемым и существующим сооружениям указываются длина и диаметр сооружений, по существующим сооружениям - места установки средств электрохимической защиты, по рельсовым сетям - точки подключения отрицательных кабелей и существующих дренажных установок, данные о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов, геолого-геофизический разрез для выбора мест установки анодных заземлителей. Размах колебаний разности потенциалов больше 0,05 В свидетельствует о наличии блуждающих токов. Оценка опасности коррозии под действием переменного тока может осуществляться по двум критериям: При разработке проекта согласовывают подключение электрозащитных установок к сетям переменного тока с организациями, эксплуатирующими эти сети, размещение конструктивных элементов электрозащитных установок самой установки, анодного заземления, воздушных и кабельных линий и дренажных установок самой установки и дренажных кабелей , а также контрольно-измерительных пунктов - с землепользователями, а в случае пересечения линий электропередачи и линий связи или подземных сооружений - с организациями, эксплуатирующими эти сооружения. В проекте указываются данные о коррозионной активности грунтов и о наличии блуждающих токов, а также геолого-геофизический разрез в местах установки анодных заземлителей. В соответствии с РД Методика расчета совместной защиты газопроводов различного назначения приведена в РД 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. 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. 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. 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. 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. При возможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдают участкам газопроводов с наибольшими диаметрами при прочих равных условиях. Не рекомендуется непосредственное присоединение установок дренажной защиты к отрицательным шинам тяговых подстанций трамвая, а также к сборке отрицательных линий этих подстанций. Не рекомендуется присоединение усиленного дренажа в анодных зонах рельсовой сети, а также к рельсам деповских путей. Поляризованные и усиленные дренажи подключаются к рельсовым путям: Допускается более частое подключение защитных установок, если сопротивление всех параллельно подключенных к путевому дроссель-трансформатору устройств и сооружений более 5 Ом во всех случаях сопротивление утечке переменного тока включает сопротивление защитной установки при шунтированном поляризованном элементе и сопротивление заземления собственно сооружения. Представитель транспортной организации присоединяет дренажный кабель к сооружениям источников блуждающих токов. Порядок измерений 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. При этом, как правило, должен быть охвачен период максимальных нагрузок электротранспорта. В отдельных случаях эти работы выполняются организацией, проектирующей электрохимзащиту, в присутствии представителей эксплуатационных организаций, в ведении которых находятся смежные сооружения. Технико-экономический расчет анодных заземлений заключается в определении оптимальных конструктивных параметров и числа анодных заземлителей. Анодные заземлители следует размещать на максимально возможном удалении от защищаемого трубопровода и в грунтах с минимальным удельным электрическим сопротивлением ниже уровня их промерзания. При составлении проекта остальные параметры защиты электрическое сопротивление дренажного кабеля, сопротивление растеканию тока анодного заземления, напряжение на зажимах катодной станции или вольтдобавочного устройства усиленного электродренажа рассчитывают или выбирают с учетом технико-экономических показателей различных вариантов соотношения параметров. Схему расстановки протекторов выбирают с учетом технико-экономических показателей для данного сооружения. Допускается применение протяженных протекторов. Как правило, протектор располагают на расстоянии 4 - 5 м от газопровода. Разъемные соединения выводятся под люк. Присоединение кабелей к газопроводам выполняется через контактные устройства. Кабелями указанного сечения выполняются также обводные электроперемычки на ГРП с подземными вводами. 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. Основное назначение электроизолирующих соединений заключается в ликвидации нерегулируемых контактов газопроводов с другими заземленными коммуникациями и конструкциями. Высота установки электроизолирующего соединения выбирается по технологическим условиям прокладки газопровода. Допускается строительство и монтаж отдельных узлов и деталей электрозащитных установок производить по чертежам, разработанным специализированными проектными организациями имеющими лицензии на выполнение конструкторских разработок и согласованным с заказчиком, эксплуатационной организацией и подрядными строительными организациями. 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. Все работы, связанные с присоединениями дренажных кабелей к соответствующим устройствам сети электрифицированного транспорта, производят в соответствии с предписаниями эксплуатационных организаций железных дорог и трамвая и в присутствии представителей этих организаций. Засыпка уложенных в траншеи кабелей производится после их приемки представителем технического надзора с оформлением соответствующих актов. Предустановочный контроль выполняется заказчиком или по договору с ним подрядчиком или эксплуатационной организацией. Акт на приемку строительно-монтажных работ составляется на каждую установку в отдельности. В процессе проведения наладочных работ определяется соответствие реальных параметров электрохимической защиты проектным, определяются зоны защиты и устанавливаются оптимальные режимы работы установок электрохимической защиты приложение М. В комиссию должны быть включены представители заказчика, подрядчика, проектной и эксплуатационной организации, а также организации, по поручению региональных властей курирующей работы по защите подземных сооружений от коррозии в регионе. В комиссию по приемке в эксплуатацию установок ЭХЗ включаются представители территориальных органов Госгортехнадзора России. Комиссия производит осмотр доступных узлов электрозащитных установок, проверяет их соответствие предъявленной документации, знакомится с техническим отчетом по наладке электрозащитных установок и принимает решение по приемке установок защиты в эксплуатацию. Заказчик передает эксплуатационной организации полученную от подрядчика документацию в полном объеме, а также акты о допуске Госэнергонадзором установок защиты в эксплуатацию. В ходе приемки комиссия может проверить эффективность защиты подземных сооружений по своему усмотрению и проверить качество исполнения любого скрытого элемента защиты. В этом случае подрядчик обязан вскрыть этот узел для осмотра. Все выявленные недостатки подрядчик устраняет в установленные комиссией сроки, после чего вызывает комиссию повторно. Установка считается принятой в эксплуатацию с момента утверждения акта приемки. Качество покрытия труб должно соответствовать требованиям технических условий на каждый вид покрытия. Применяемые материалы и покрытия на их основе должны соответствовать требованиям технических условий и иметь сертификаты качества или технические паспорта. Проверку качества изоляционных работ на трассе осуществляют инженерно-технические работники строительно-монтажной организации, выполняющей изоляционные работы, а также технический надзор заказчика или организации, эксплуатирующей трубопроводы. Качество очистки проверяют осмотром внешней поверхности труб. 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 Адгезию покрытия из полиэтиленовых липких лент определяют через 1 сут после нанесения на трубы и стыки. При этом обеспечиваются однотипность, монолитность защитного покрытия. После исправления отремонтированные места подлежат вторичной проверке. При сдаче защитного покрытия газопровода по требованию представителя заказчика предъявляют: Основные характеристики покрытий приведены в таблице Структура покрытия весьма усиленного типа включает два слоя полиэтиленовой липкой ленты толщиной 0,63 мм, нанесенной по специальной битумно-полимерной грунтовке, и наружную обертку из оберточной полиэтиленовой ленты с липким слоем. Допускается применять стеклохолсты других марок, соответствующие основным показателям, установленным в нормативно-технической документации на ВВ-К и ВВ-Г. Толщина наносимого изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень пропитки армирующей обмотки зависят от вязкости мастики, регулируемой изменением температуры в ванне в зависимости от температуры окружающей среды. Для изоляции стыков и ремонта мест повреждений газопроводов с мастичным битумным покрытием не допускается применять полиэтиленовые или поливинилхлоридные ленты. Толщина термоусаживающейся ленты должна быть не менее 1,8 мм. Формирование из ленты кольцевой манжеты проводится непосредственно на газопроводе рядом со стыком. При этом заготовка ленты по кольцу изгибается вокруг сварного стыка газопровода. Величина нахлеста ленты составляет не менее мм. Под манжету в месте нахлеста ленты подставляется прокладка из термостойкого фторопластового материала. После чего с помощью ручной газовой горелки прогревают адгезионный подслой ленты в месте нахлеста до образования расплава. После этого вручную с применением прикатывающего ролика производится уплотнение места нахлеста ленты. По мере остывания расплава происходят склеивание ленты и формирование кольцевой манжеты. Подготовленную манжету оставляют рядом с зоной сварного стыка газопровода до тех пор, пока не прогреют стык до необходимой температуры. Газовая горелка обеспечивает получение факела некоптящего пламени длиной не менее мм и шириной до мм. Контроль температуры нагрева стыка в разных точках осуществляют пробным контактом полоски ленты, прикладываемой к поверхности разогретого стыка подклеивающим слоем. Если подклеивающий слой ленты при контакте с металлом трубы быстро плавится и прилипает к стальной поверхности, температура стыка достаточна для формирования покрытия из термоусаживающейся ленты. При нагреве стыка до указанной выше температуры металл приобретает сизоватый цвет. После нагрева изолируемой зоны до необходимой температуры термоусаживающаяся манжета устанавливается на место сварного стыка. Величина нахлеста манжеты на заводское покрытие труб составляет не менее 70 мм по обе стороны сварного стыка. Процесс термоусаживания манжеты начинается с ее фиксирования на зоне сварного стыка. Это достигается равномерным прогревом центральной части манжеты по всему периметру, в результате чего манжета дает термоусадку и фиксируется на трубе. Для обеспечения равномерности термоусадки материала и предотвращения сваривания 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. 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. Липкие ленты наносятся на трубу по специальному клеевому праймеру, выпускаемому под каждый вид ленты. Они достаточно эластичные, чтобы осуществить требуемое натяжение для обеспечения качественного покрытия. Заусенцы со сварного стыка снять шлиф-машинкой или напильником, стык предварительно обернуть полоской липкой изоляционной лентой. Полиэтиленовую изоляционную ленту нанести на запраймированную и обернутую полоской ленты поверхность стыка таким образом, чтобы образовался нахлест с примыкающим к стыку заводским покрытием не менее 10 см, то есть на тот участок, с которого снята защитная обертка. Праймер наносится равномерным слоем, особое внимание рекомендуется уделять равномерности нанесения праймера на нижнюю образующую стыка газопровода. Не рекомендуется допускать наличие пропусков праймера по поверхности. Ширина полиэтиленовой ленты с липким слоем для ручного способа нанесения - не более 10 см. Заплата закрепляется на газопроводе кольцевым бандажом из липкой ленты или обертки с липким слоем. Основные физико-механические свойства битумных мастик, рекомендуемых для изоляции стыков и мест повреждений покрытия, приведены в таблице Затем срезанное на конус покрытие выравнивают, подплавляя его газовой горелкой или паяльной лампой;. Второй оберточный слой наносится с нахлестом не менее 20 мм;. Качество изоляции стыка или отремонтированного участка покрытия в значительной степени зависит от соблюдения технологии изоляционных работ. Отслоившееся мастичное покрытие в зоне сквозного дефекта удаляется с трубы, а края оставляемого покрытия освобождаются от бумаги, зачищаются на конус в разогретом виде с применением ножа или металлического шпателя. Поверхность оголенного металла газопровода на участках дефекта рекомендуется зачистить от ржавчины стальными проволочными щетками, высушить и запраймировать битумным праймером. Сформированное покрытие в горячем виде прикатывают деревянным валиком для устранения воздушных пузырей, гофр и для более плотного межслойного сцепления покрытия. Толщина отремонтированных участков битумного покрытия для труб диаметром до мм составляет 7,0 мм, а для труб большего диаметра - не менее 8,0 мм. Для праймирования поверхности зоны сварного стыка рекомендуется применять битумную грунтовку праймер. Допускается применять в качестве армирующего материала для изоляции стыков стеклохолст, стеклоткань, нетканое полимерное полотно. Прогретую ленту слегка натягивают и прижимают к изолируемой поверхности трубопровода. Во избежание образования пузырей и для плотного прилегания к трубе ленту дополнительно прикатывают валиком. Ширина навиваемой полосы ленты при спиральной навивке должна быть не более мм. Оберточную ленту наносят с нахлестом 15 - 20 мм. При изоляции углов поворота и мест врезок необходимо применять ленту шириной 90 мм. Для труб больших диаметров рекомендуется применять поверх двух слоев изоляционной полимерно-битумной ленты один слой оберточной ленты полиэтиленовой или поливинилхлоридной толщиной не менее 0,5 мм. Мастичный слой заплаты перед наклеиванием подплавляют пламенем паяльной лампы или газовой горелки;. Для получения плотного покрытия его прикатывают валиком через антиадгезионную бумагу ;. Лента может применяться вместо горячих битумных мастик при ремонте мастичных битумных покрытий, а также покрытий из экструдированного полиэтилена и полимерных липких лент. Ленты можно применять при стыковке трубопроводов с разными видами покрытий, для изоляции заглушек и шин для устройства КУ при монтаже электрохимзащиты. Функцию обертки выполняет полиэтиленовая пленка, нанесенная на рулонный материал. Общая толщина покрытия должна быть не менее 8,0 мм. Нижние и верхние слои покрытия должны быть сплавлены между собой, между слоями не должно быть пазух, вздутий и расслоений. Покрытие должно быть сплошным, без пропусков и прожогов. Очистку поверхности необходимо осуществлять с применением пескоструйных аппаратов, позволяющих с большой скоростью и эффективностью достичь требуемой степени очистки и придать поверхности необходимую шероховатость. Подплавление производят пламенем пропановой горелки, не допуская возгорания и стекания расплавленной мастики. Признаком того, что мастика достаточно расплавлена, чтобы обеспечить требуемую прилипаемость к запраймированной поверхности, является образование валика подплавленной мастики на поверхности рулонного материала. Наклейку рулонного материала на резервуар производят ярусами, начиная с нижнего. Длина полотнища не должна быть более 2,0 м. Для герметизации стыковочный шов нагревают горелкой и зашпаклевывают подплавленной мастикой. Технологические приемы при наклейке второго слоя рулонного материала в основном такие же, как при наклейке первого. Однако при нанесении второго слоя необходимо одновременно с подплавлением рулонного материала осуществлять подогрев поверхности ранее наклеенного изоляционного слоя до начала его плавления и плотную его прикатку. При несоблюдении этих требований прилипаемость между слоями покрытия будет недостаточной, в покрытии могут возникнуть расслоения в процессе эксплуатации. Толщина готового покрытия должна быть не менее 8,0 мм;. Магистральная, 36, строение 1. Магнитогорский металлургический комбинат, , Челябинская область, г. Таганрог Ростовской области, ул. Типоразмер соединительных деталей диаметр пайки D 1 D 3 , мм. R un , R уп - нормативные сопротивления материала труб и соединительных деталей соответственно по временному сопротивлению и пределу текучести, МПа;. Заключение об исправности сдаваемого сооружения: При испытании в сухом помещении мегометром типа М при напряжении 1 кВ короткое замыкание не зафиксировано. После установки фланца на газопровод вызвать представителя эксплуатационной организации для приемки. Электрооборудование, перечисленное в п. Протокол проверки наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами электрооборудования. Наладка установок электрохимической защиты выполняется специализированными организациями, имеющими лицензию на выполнение этих работ. В процессе наладочных работ преобразователи установок электрохимической защиты должны пройти тщательный технический осмотр, проверку правильности всех внешних подключений и проверку плотности всех контактов. Выявленные в ходе осмотра и проверки недостатки устраняются работниками наладочных организаций, а выявленные неверные внешние подключения исправляются работниками строительно-монтажных организаций. После проверки преобразователей производятся осмотр и проверка всех элементов электрохимической защиты. Все выявленные в ходе этой проверки дефекты устраняются строительно-монтажной организацией. Установки электрохимической защиты включаются в работу с токовыми нагрузками, соответствующими проектным параметрам, не менее чем за 72 ч до начала пусконаладочных работ при обязательной проверке правильности внешних подключений. О начале пусконаладочных работ извещаются владельцы защищаемых сооружений, эксплуатационные организации, которым будут передаваться защитные установки, и владельцы смежных подземных коммуникаций. На первом этапе наладочных работ производятся измерения потенциалов на защищаемых сооружениях при проектных режимах работы электрозащитных установок. Измерения производятся во всех пунктах измерений, предусмотренных проектом. Это пункты с наиболее высокими положительными и знакопеременными потенциалами, зафиксированными в ходе коррозионных изысканий; пункты в местах более высокой коррозионной активности грунтов; пункты на газопроводах, наиболее приближенных к источникам блуждающих токов, высоковольтным кабелям и линиям электропередачи, пункты наиболее удаленные и наиболее приближенные к анодным заземлителям. Измерения должны производиться с использованием регистрирующих и переносных высокоомных приборов по технологиям, предусмотренным ГОСТ 9. Измерения при наладке дренажных защитных установок должны производиться регистрирующими приборами, по возможности, синхронными, с длительностью записи не менее 1 ч. Полученные результаты измерений первого этапа анализируются с учетом измерений на смежных коммуникациях и принимаются решения по корректировке режимов работы установок защиты. В случае необходимости изменения режимов работы измерения повторяются во всех пунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимами работы. Корректировка режимов работы может производиться неоднократно до достижения желаемых результатов. В конечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимально возможные защитные токи, при которых на защищаемых сооружениях во всех пунктах измерений достигаются защитные потенциалы не ниже минимально допустимых в наименее защищенных пунктах и не более максимально допустимых в пунктах максимальной защиты. Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны быть согласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонах действия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своих заключениях справках. В случаях когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемых сооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений, наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациями разрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет их заказчику для принятия соответствующих мер. До реализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооружений уменьшается. Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладке защитных установок, который должен включать в себя: Технический отчет по наладке должен быть согласован головной организацией по эксплуатации газового хозяйства в регионе или, действующей по ее поручению, специализированной организацией по защите газовых сетей от коррозии и организацией, координирующей по поручению местных властей работу по защите подземных сооружений в регионе если такая имеется. Извлечение из СНиП 2. Жилые, общественные, административные, бытовые здания I - III степеней огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов С0, С1. Подземные инженерные сети - водопровод, канализация, тепловые сети, телефонные, канализация, электрические кабельные блоки от края фундамента опоры газопровода. В соответствии с ПУЭ. Расстояние в этих случаях от крайней опоры до подошвы откоса насыпи или бровки выемки следует принимать из условия обеспечения устойчивости земляного полотна. На кривых участках железнодорожных и трамвайных путей расстояния до выступающих частей опор надземных газопроводов следует увеличивать на величину выноса угла вагона. При согласовании с заинтересованными организациями допускается размещение опор надземных газопроводов над пересекаемыми подземными инженерными сетями при условии исключения передачи нагрузок на них и обеспечения возможности их ремонта. Расстояния до газопровода или его опоры в стесненных условиях на отдельных участках трассы допускается уменьшать при условии выполнения специальных мероприятий. Для входящих и выходящих газопроводов ГРП, пунктов учета расхода газа расстояния, указанные в позиции 1, не нормируются. СП Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб. Способы доставки Срочная курьерская доставка дня Курьерская доставка 7 дней Самовывоз из московского офиса Почта РФ. Свод правил по применению стальных труб для строительства систем газоснабжения. Документы Системы нормативных документов в строительстве Подраздел: Нормативные документы на инженерное оборудование зданий и сооружений и внешние сети Подраздел: Допускается применение СП, ПС 17ГС, 17Г1С, 09Г2С ГОСТ не ниже категории 3; СП 10Г2 ГОСТ 3 Надземные То же DN ГОСТ , ГОСТ ; DN - без ограничений ГОСТ , ГОСТ , ГОСТ Природный газ: Условный диаметр газопровода, мм Минимальные расстояния, мм, до трубопроводов инженерных коммуникаций диаметром, мм До Св. Глубина промерзания, м Значения дополнительных напряжений, МПа, при пучинистости грунта средней сильной чрезмерной 1,0 20 30 40 2,0 30 40 50 3,0 40 50 60 4,0 50 60 Участок газопровода Значение g а Обводненные и пойменные, за границами производства подводно-технических работ, участки трассы 1,05 Русловые участки трассы, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ 1, Диаметр газопровода, мм Расстояние между неподвижными опорами, м, не более До Св. Диаметр трубы, мм Расстояние между опорами при горизонтальной прокладке газопровода, м Расстояние между опорами при вертикальной прокладке газопровода, м 12 1,25 1,60 15 1,25 1,60 18 1,50 1,90 22 2,00 2,40 28 2,25 2,45 35 2,75 3,00 42 3,00 3,30 54 3,50 3, Рисунок 10 - Обработка свариваемых торцов труб. Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ ; 08, 10, 15 и 20 по ГОСТ ; - II - трубы из кипящих кп сталей марок: Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ ; - III - трубы из низколегированных сталей марок: Подача на двух ступенях. СВАА, СВГА, СВГ2С, СГС, СВГС; - кислород технический по ГОСТ ; - ацетилен в баллонах по ГОСТ или ацетилен, полученный на месте производства работ из карбида кальция, по ГОСТ Контроль качества сварных соединений 7. Рисунок 12 а - обрезка медной трубы с помощью ножовки и корытообразной оправки; б - дисковая труборезная пила 7. Рисунок 13 - Холодная гибка медной трубы Таблица 22 Наружный диаметр, мм Минимальный радиус гибки, мм 12 42 15 52,5 18 72 22 Контролируемый показатель Допускаемое отклонение, мм Точность положения осей опоры и газопровода при выносе в натуру: Условный диаметр газопровода, мм Схема рисунки 18 и 19 Расстояние между трубоукладчиками группами , м Максимально допустимые расстояния между очистной и изоляционной машинами, м l 1 l 2 l 3 До а 12 - 15 - - 15 Св. Условный диаметр газопровода, мм Схема рисунок 20 Расстояние между трубоукладчиками грузоподъемными средствами , м l 1 l 2 50 - а 8 - 12 - - а 10 - 15 - - а 12 - 18 - а 18 - 24 - - б 18 - 26 10 - 15 в 24 - 32 17 - 25 г 33 - 40 27 - Диаметр газопровода, мм Количество трубоукладчиков грузоподъемных средств , одновременно поддерживающих плеть Расстояние между трубоукладчиками грузоподъемными средствами l , м От 50 до 2 8 - 12 Св. Наименование показателей Марки битумных мастик МБР ГОСТ Битумно-атактическая Битумно-полимерная с повышенными адгезионными свойствами ТУ Температура размягчения. Комиссии были предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ: АКТ приемки в эксплуатацию контактных устройств, потенциалоуравнивающих перемычек и контрольно-измерительных пунктов ненужное зачеркнуть Комиссия в составе: При осмотре дефектов и утечек не обнаружено. Изолирующее фланцевое соединение испытание на прочность выдержало. Утечек и видимого падения давления по манометру не обнаружено. Изолирующее фланцевое соединение испытание на плотность выдержало. Расстояние между протекторами и защищаемым сооружением: Протокол измерения сопротивления изоляции кабелей. Протокол измерения сопротивления растекания тока заземляющих устройств. Комиссия в составе представителей: Техдокументация согласована со всеми заинтересованными организациями без замечаний. Адрес установки защиты Тип установки защиты Тип преобразователя Тип блока совместной защиты Анодное заземление м шт. Ток, А Напряжение, В Сопр. Здания и сооружения Расстояние в свету, м, до зданий, сооружений и надземных газопроводов давлением До 0, МПа Св. Здания котельных, производственных предприятий категорий А и Б 5 5 5 10 2. Жилые, общественные, административные, бытовые здания I - III степеней огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов С0, С1 - - 5 10 4. То же, IV степени огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов С2, С3 - 5 5 10 5. Открытые наземные надземные склады: Железнодорожные и трамвайные пути до ближайшего рельса 3 3 3 3 7. Подземные инженерные сети - водопровод, канализация, тепловые сети, телефонные, канализация, электрические кабельные блоки от края фундамента опоры газопровода 1 1 1 1 8. Автодороги от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи дороги 1,5 1,5 1,5 1,5 9. Ограда открытого распределительного устройства и открытой подстанции 10 10 10 10 Межведомственный координационный совет по вопросам технического совершенствования газораспределительных систем и других инженерных коммуникаций. Область применения труб из полуспокойной, кипящей углеродистой стали. Толщина стенки 8 мм. Трубы электросварные термообработанные по всему объему: Примечания 1 Механические свойства углеродистой стали ГОСТ , ГОСТ должны отвечать требованиям ГОСТ категории 4 и ГОСТ категорий 2 - 5, а стали 08Ю - ГОСТ Примечания 1 При выборе труб из стали со степенью раскисления ПС, КП следует также руководствоваться таблицей 1. Примечания 1 Трубы по позиции 1 допускается применять для газопроводов давлением до 0,6 МПа. Допуск диаметра D 2 медных труб гладкого конца детали , мм. Допуск диаметра D 1 D 3 соединительных деталей, мм. Минимальная длина раструбного конца L 1 L 3 , мм. Минимальные расстояния, мм, до трубопроводов инженерных коммуникаций диаметром, мм. Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных. Примечания 1 В таблице приведены наименьшие значения v c , которые следует уточнять при изысканиях. Отклонение оси газопровода от центра опоры на продольно-подвижных опорах. То же, на свободно подвижных опорах с учетом температурного графика по проекту. Максимально допустимые расстояния между очистной и изоляционной машинами, м. Количество трубоукладчиков грузоподъемных средств , одновременно поддерживающих плеть. Величина напряжения при контроле сплошности на 1 мм толщины покрытия, кВ. Токи в электроперемычках и протяженность защищаемых сооружений. Расстояние в свету, м, до зданий, сооружений и надземных газопроводов давлением. То же, IV степени огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов С2, С3. Закрытые наземные надземные склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Автодороги от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи дороги. Ограда открытого распределительного устройства и открытой подстанции.
Расписание автобусов нарва раквере
Образец заявления на выплату пособия по нетрудоспособности
Метро кэш энд керри екатеринбург каталог акции
Правило противоположных чисел
Создать продающую страницу в контакте