Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

СП 42-103-2003
Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов (взамен СП 42-101-96, СП 42-103-97, СП 42-105-99)

СП 42-103-2003. Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов (взамен СП 42-101-96, СП 42-103-97, СП 42-105-99)

 

Системанормативных документов в строительстве

 

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

 

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОПРОВОДОВ ИЗПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ИЗНОШЕННЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

СП 42-103-2003

 

DESIGN AND CONSTRUCTION OF POLYETHILENE GASPIPELINES AND RENOVATION OF UNDERGROUND GAS PIPELINES

 

УДК 622.691.4-036.742(083.131)

 

Дата введения 2003-11-27

 

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

1 РАЗРАБОТАН ЗАО «Полимергаз» и коллективом ведущих специалистов ОАО«ГипроНИИгаз», АО «Запсибгазпром», АО «ВНИИСТ», АОЗТ «СП МосПартеплогаз», ЗАО«Руспройсгаз», МИИП-НПО «Пластик», Госгортехнадзора России, Госстроя России иряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО «Полимергаз»

 

2 СОГЛАСОВАН:

Госгортехнадзором России, письмо от 16.06.2000 г. № 03-35/240

ГУГПС МЧС России, письмо от 24.05.2000 г. № 20/2.2/1907

 

3 ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26 ноября 2003 г. № 195

 

4 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомственного координационногосовета по вопросам технического совершенствования газораспределительных системи других инженерных коммуникаций, протокол от 27 ноября 2003 г. № 33

 

ВЗАМЕН СП 42-101-96, СП 42-103-97, СП 42-105-99

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов изполиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов» разработан вразвитие основополагающего СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»взамен СП 42-101-96 «Проектирование и строительство газопроводов изполиэтиленовых труб диаметром до 300 мм», СП 42-103-97 «Восстановление стальныхподземных газопроводов с использованием синтетических тканевых шлангов испециального двухкомпонентного клея», СП 42-105-99 «Контроль качества сварныхсоединений полиэтиленовых газопроводов».

СП 42-103-2003 содержит подтвержденные научными исследованиями,опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанныхтехнические решения, средства и способы реализации обязательных требований,установленных СНиП 42-01, по проектированию и строительству полиэтиленовыхгазопроводов, а также реконструкции изношенных газопроводов с применениемполиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, синтетических тканевыхшлангов и специального двухкомпонентного клея.

 

В разработке настоящего Свода правил приняли участие:

Габелая Р.Д., Гвоздев И.В., Гиллер Г.А., Голик В.Г., Дерюгин М.Н.,Зайцев К.И., Кайгородов Г.К., Карвецкий А.Г., Каргин В.Ю., Нечаев А.С.,Рождественский В.В., Сафронова И.П., Синев В.М., Токер А.П., Удовенко В.Е.,Чирчинская Г.Л., Шинкарев А.М., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

 

 

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

1.1 Настоящий Свод правил распространяется на проектирование истроительство новых газопроводов из полиэтиленовых труб, а также нареконструкцию стальных изношенных газопроводов.

1.2 При проектировании, строительстве и реконструкции газопроводовследует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СП 42-101 и другихнормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

 

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

 

В настоящем Своде правил использованы ссылки на следующие документы:

СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений; 

СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах;

СНиП 3.01.01-85* Организация строительного производства;

СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции;

СНиП 11-01-2003 Инструкция о порядке разработки, согласования,утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий,зданий и сооружений;

СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общиетребования;

СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2.Строительное производство;

СНиП II-7-81* Строительство в сейсмическихрайонах;

СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы;

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительствугазораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб;

СП 42-102-2004 Проектирование и строительство газопроводов изметаллических труб;

ГОСТ 9.402-80 ЕСЗКС.Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей передокрашиванием;

ГОСТ 9.602-89 ЕСЗКС.Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;

ГОСТ 166-89 Штангенциркули.Технические условия;

ГОСТ 868-82 Нутромерыиндикаторные с ценой деления 0,01 мм. Технические условия;

ГОСТ 2226-88 Мешкибумажные. Технические условия;

ГОСТ 2930-62 Приборыизмерительные. Шрифты и знаки.

ГОСТ 2991-85 Ящикидощатые неразборные для грузов массой до 500 кг. Общие технические условия;

ГОСТ 4045-75 Тискислесарные с ручным приводом. Технические условия;

ГОСТ 5686-94 Грунты.Методы полевых испытаний сваями;

ГОСТ 6507-90 Микрометры.Технические условия;

ГОСТ 7502-98 Рулеткиизмерительные металлические. Технические условия;

ГОСТ 8433-81 Веществавспомогательные ОП-7 и ОП-10. Технические условия;

ГОСТ 9142-90 Ящики изгофрированного картона. Общие технические условия;

ГОСТ 9396-88 Ящикидеревянные многооборотные. Общие технические условия;

ГОСТ 10354-82 Пленкаполиэтиленовая. Технические условия;

ГОСТ 10705-80 Трубыстальные электросварные. Технические условия;

ГОСТ 11262-80 Пластмассы.Метод испытания на растяжение;

ГОСТ 12423-66 Пластмассы.Условия кондиционирования и испытаний образцов (проб);

ГОСТ 12820-80 Фланцыстальные плоские приварные на Py от0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см2). Конструкция и размеры;

ГОСТ 12822-80 Фланцыстальные свободные на приварном кольце на Pyот 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см2). Конструкция и размеры;

ГОСТ 14192-96 Маркировкагрузов;

ГОСТ 14782-86 Контрольнеразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые;

ГОСТ 15846-79 Продукция,отправляемая в районы Крайнего Севера и труднодоступные районы. Упаковка,маркировка, транспортирование и хранение;

ГОСТ 17375-2001 Деталитрубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали.Отводы крутоизогнутые типа 3D (R » 1,5DN).Конструкция;

ГОСТ 17376-2001 Деталитрубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали.Тройники. Конструкция;

ГОСТ 17811-78 Мешкиполиэтиленовые для химической продукции. Технические условия;

ГОСТ 18573-86 Ящикидеревянные для продукции химической промышленности. Технические условия;

ГОСТ 18599-2001 Трубынапорные из полиэтилена. Технические условия;

ГОСТ 18698-79 Рукаварезиновые напорные с текстильным каркасом. Технические условия;

ГОСТ 19667-74 Контейнерспециализированный групповой массой 5,0 т для штучных грузов;

ГОСТ 21650-76 Средстваскрепления тарно-штучных грузов в транспортных пакетах. Общие требования;

ГОСТ 22852-77 Ящики изгофрированного картона для продукции приборостроительной промышленности.Технические условия;

ГОСТ 24157-80 Трубы изпластмасс. Метод определения стойкости при постоянном внутреннем давлении;

ГОСТ Р 12.3.048-2002 ССБТ.Строительство. Производство земляных работ способом гидромеханизации.Требования безопасности;

ГОСТ Р 50838-95 Трубы изполиэтилена для газопроводов. Технические условия;

ТУ 6-19-231-87 Трубынапорные из непластифицированного поливинилхлорида;

ТУ 6-19-359-97 Деталисоединительные из полиэтилена для газопроводов;

ТУ 2248-017-40270293-2002Трубы из полиэтилена ПЭ 100 для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа;

ТУ 2248-018-40270293-2002Трубы из полиэтилена для газопроводов больших диаметров;

ТУ 2248-025-00203536-96Неразъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными;

ТУ 2248-031-00203536-96Седелки крановые полиэтиленовые с закладными электронагревателями;

ТУ 2248-001-18425183-01Детали соединительные из полиэтилена с удлиненными хвостовиками;

ТУ 2291-032-00203536-96**Муфты полиэтиленовые с закладными электронагревателями для газопроводов;

ТУ 2245-028-00203536-96Лента полиэтиленовая сигнальная для подземных газопроводов;

ТУ 2248-054-00203536-99Вводы цокольные газовые армированные стеклопластиком;

ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения игазопотребления;

РД 03-495-02 Технологический регламент проведения аттестации сварщиков испециалистов сварочного производства;

РД 03-614-03 Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении,монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасныхпроизводственных объектов;

РД 03-615-03 Порядок применения сварочных технологий при изготовлении,монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасныхпроизводственных объектов.

 

3 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

3.1 При выборе труб и соединительных деталей, запорной арматуры, кромеположений настоящего СП, учитывают положения и требования СП 42-101.

3.2 Организацию и порядок проведения производственного контроля качествастроительно-монтажных работ предусматривают в соответствии с требованиями СНиП3.01.01 и положениями СП 42-101, а также настоящего СП.

 

4 ТРУБЫ, СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ И ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ

 

4.1 Для проектирования и строительства новых газопроводов изполиэтиленовых труб, а также реконструкции стальных газопроводов применяютсяполиэтиленовые (в том числе профилированные) трубы или синтетические тканевыешланги и специальный двухкомпонентный клей, отвечающие требованиям СНиП 42-01,а также государственных стандартов и технических условий, утвержденных вустановленном порядке.

4.2 Толщина стенки полиэтиленовой (в том числе профилированной) трубыхарактеризуется стандартным размерным отношением номинального наружногодиаметра к номинальной толщине стенки (SDR),которое следует определять в зависимости от давления в газопроводе, маркиполиэтилена и коэффициента запаса прочности по формуле (1)

,                                                          (1)

где MRS - показатель минимальной длительнойпрочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительныхдеталей, МПа (для ПЭ 80 и ПЭ 100 этот показатель равен 8,0 и 10,0 МПасоответственно);

МОР - рабочеедавление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления для даннойкатегории газопровода, МПа;

С - коэффициентзапаса прочности, выбираемый в зависимости от условий работы газопровода поСНиП 42-01.

4.3 Трубы и соединительные детали (в том числе полиэтиленовые краны)выбираются в соответствии с нормативной документацией, утвержденной вустановленном порядке. При проектировании и строительстве газопроводов, какправило, должны использоваться трубы и соединительные детали, имеющиеодинаковое значение показателей SDR и MRS.

Не рекомендуется применять в качестве соединительных деталей пристроительстве газопроводов сварные отводы, тройники и крестовины.

4.4 Внутренний диаметр трубы определяется гидравлическим расчетом всоответствии с СП 42-101.

4.5 Для строительства и реконструкции газопроводов применяютсяполиэтиленовые трубы, изготовленные в соответствии с нормативными документами.Сортамент полиэтиленовых труб по ГОСТ Р 50838 и основные производители труб идеталей приведены в приложении А.

Полиэтиленовые трубы с защитной (полипропиленовой) оболочкой допускаетсяприменять без устройства песчаного основания при прокладке в мелкокаменистыхгрунтах, при бестраншейных способах строительства и реконструкции.

4.6 Полиэтиленовые профилированные трубы (разрешенные к применению приреконструкции в установленном порядке) изготавливаются из ПЭ 80 или ПЭ 100 с SDR26, SDR17/17,6, SDR11, формуются специальным термомеханическим методом ивосстанавливают свою первоначальную круглую форму под действием давления итемпературы пара.

Наружный диаметр полиэтиленовой профилированной трубы принимается равнымвнутреннему диаметру изношенного стального газопровода. Допускается уменьшениенаружного диаметра полиэтиленовой профилированной трубы на 5 %.

Рекомендуемая маркировка труб приведена в приложении Б.

4.7 Для соединения полиэтиленовых профилированных труб со стандартнымиполиэтиленовыми трубами или элементами используются соединительные детали сзакладными электронагревателями с SDR не более17,6.

4.8 Седельные ответвления используются для присоединения ответвленийгазопроводов к полиэтиленовой трубе.

Для присоединения ответвлений газопровода к полиэтиленовойпрофилированной трубе используются седельные ответвления с гибким основанием,обеспечивающим плотное прижатие к наружной поверхности трубы. Допускаетсяиспользование седловидных ответвлений с жестким основанием при условиисовпадения диаметров трубы и основания.

4.9 Для присоединения полиэтиленовой трубы к стальной рекомендуетсяиспользовать разъемные и неразъемные соединения «полиэтилен-сталь», пригодность которых дляприменения в строительстве подтверждена в установленном порядке.

4.10 Соединения полиэтиленовых труб со стальными осуществляют, какправило, с помощью неразъемных соединений «полиэтилен-сталь», которые изготовляют в заводских условиях потехнической документации, утвержденной в установленном порядке, имеющих паспортили сертификат, свидетельствующий об их качестве. Для неразъемных соединений«полиэтилен-сталь», используемыхв особых грунтовых или климатических условиях, рекомендуется при изготовлениипроведение испытаний на стойкость к осевой нагрузке.

4.11 Армированные стеклопластиком вводы применяются при переходеподземного газопровода в надземное состояние, при этом установка футляра нетребуется. Армированные вводы изготавливаются по ТУ 2248-054-00203536.

4.12 Диаметр синтетического тканевого шланга должен соответствоватьвнутреннему диаметру изношенного стального газопровода. Синтетический тканевыйшланг имеет паспорт качества с указанием серийного номера, номинального ивнутреннего диаметров.

4.13 Компоненты специального клея для приклеивания синтетическоготканевого шланга к поверхности изношенного стального газопровода поставляются враздельных емкостях, имеющих маркировку «для газа».

4.14 Полиэтиленовые краны предназначены для установки в колодцах ибезколодезно. При безколодезной установке полиэтиленовые краны оснащаютсяудлиненным штоком узла управления, размещенным в телескопическом или обычномфутляре с выходом под ковер.

 

5 ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

5.1 При выборе трассы полиэтиленового газопровода необходимо учитыватьрасположение и насыщенность в районе прокладки: тепловых сетей, водоводов идругих подземных коммуникаций, проведение ремонтных работ на которых можетпривести к повреждению полиэтиленовых труб.

5.2 Минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерныхкоммуникаций до полиэтиленовых газопроводов принимают в соответствии стребованиями СНиП 42-01.

В местах пересечения или параллельной прокладки полиэтиленовогогазопровода с бесканальной теплотрассой расстояние между ними уточняетсярасчетом исходя из условий исключения возможности нагрева полиэтиленовых трубвыше температуры 40 °С за весь период эксплуатации.

5.3 Глубина прокладки полиэтиленового газопровода принимается всоответствии с требованиями СНиП 42-01 и положениями СП 42-101.

5.4 Повороты линейной части газопровода в горизонтальной и вертикальнойплоскостях выполняются полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиусомне менее 25 наружных диаметров трубы.

5.5 Полиэтиленовые трубы при толщине стенки труб не менее 5 мм соединяютмежду собой сваркой встык или деталями с закладными нагревателями, при толщинестенки менее 5 мм - толькодеталями с закладными нагревателями.

5.6 Обозначение трассы газопровода предусматривают: путем установки опознавательныхзнаков (в соответствии с положениями СП 42-101) и укладки сигнальной ленты повсей длине трассы, а для межпоселковых газопроводов возможна (при отсутствиипостоянных мест привязки) прокладка вдоль присыпанного (на расстоянии 0,2-0,3 м) газопровода изолированногоалюминиевого или медного провода сечением 2,5-4мм2 с выходом концов его на поверхность под ковер или футляр вблизиот опознавательного знака. Допускается применение сигнальной ленты свмонтированным в нее электропроводом-спутником или полосой металлическойфольги, позволяющей определить местонахождение газопровода приборным методом.

5.7 Вывод провода-спутника над поверхностью земли под защитноеустройство (например, ковер) предусматривается в специальных контрольныхточках, располагаемых на расстояниях не более 4,0 км друг от друга.

Пластмассовая сигнальная лента желтого цвета шириной не менее 0,2 м снесмываемой надписью «Осторожно! Газ» (ТУ 2245-028-00203536) укладывается нарасстоянии 0,2 м от верха присыпанного полиэтиленового газопровода.

На участках пересечений газопроводов (в том числе межпоселковых) сподземными инженерными коммуникациями лента должна быть уложена вдольгазопровода дважды на расстояние не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обестороны от пересекаемого сооружения в соответствии с проектом.

При прокладке газопровода в футляре (каркасе) или способомнаклонно-направленного бурения укладка сигнальной ленты не требуется. Награницах прокладки газопровода способом наклонно-направленного буренияустанавливаются опознавательные знаки.

5.8 В зависимости от условий трассы прокладку газопроводов изполиэтиленовых труб допускается проектировать бестраншейно(наклонно-направленным бурением, проколом, продавливанием) или в траншеях.Предпочтение отдается прокладке из длинномерных труб или труб, сваренных вдлинномерные плети.

Ширина траншей по постели при траншейной прокладке должна быть не менее:de + 200 мм для труб диаметром до 110мм включительно, de + 300 мм для трубдиаметром более 110 мм.

Допускается уменьшение ширины траншеи (устройство узких траншей) иликанала (при бестраншейной прокладке) вплоть до диаметра укладываемой трубы приусловии, что температура поверхности трубы при укладке не выше плюс 20 °С, атакже исключения возможности повреждения ее поверхности.

5.9 Рекомендации по применению отдельных видов пригрузов дляпредотвращения всплытия газопровода, их размещению на газопроводе приведены вподразделе «Балластировка и закрепление газопроводов» настоящего СП.

Расстояние в свету от края пригруза до сварного соединения газопроводадолжно быть не менее 0,5 м.

5.10 В случаях прокладки газопроводов без защитных футляров глубинузаложения газопроводов в местах пересечений газопроводами улиц, проездов и т.д.рекомендуется принимать не менее 1,0 м, а длину углубленного участка траншеи - не менее 5 м в обе стороны от краяуказанных дорог.

В случаях прокладки газопроводов без защитных футляров под дорогами V категории глубину заложения газопроводов определяютрасчетом (но не менее 1 м).

5.11 При пересечении полиэтиленовыми газопроводами бесканальныхинженерных коммуникаций необходимость устройства футляров и установкиконтрольной трубки на них решается проектной организацией.

Возможность использования полиэтиленовых футляров при пересечениигазопроводом железных дорог общей сети рекомендуется обосновывать расчетом напрочность, а также способом прокладки, например наклонно-направленным бурением.

5.12 Диаметр футляра на газопроводе следует принимать исходя изгрунтовых условий и способа производства работ. Рекомендуемые минимальныенаружные диаметры футляров из стальных труб с учетом возможности размещенияразъемных и неразъемных соединений «полиэтилен-сталь»приведены в таблице 1, футляров из неметаллических труб - в таблице 2.

 

Таблица 1

 

Диаметр газопровода, мм

Минимальный диаметр стального футляра, мм, для

Толщина стенки футляра при способе прокладки, мм

плети газопровода

размещения фланцевых соединений

размещения неразъемных соединений

открытом

продавливанием или проколом

20

40

-

50

3,0

4,0

25

57

-

57

3,0

4,0

32

57

-

57

3,0

4,0

40

76

-

76

4,0

5,0

50

89

-

108

4,0

5,0

63

108

219

159

4,0

5,0

75

114

219

159

5,0

5,0

90

127

273

219

5,0

6,0

110

159

273

219

5,0

6,0

125

159

273

219

5,0

7,0

140

219

325

273

6,0

7,0

160

219

325

273

7,0

8,0

180

219

325

273

7,0

8,0

200

273

377

325

8,0

9,0

225

273

377

325

8,0

9,0

250

325

426

377

8,0

9,0

280

325

530

377

8,0

9,0

315

377

530

426

8,0

9,0

 

Таблица 2

 

Диаметр газопровода, мм

Минимальный диаметр футляра, мм, из

полиэтиленовых труб SDR11 (ГОСТ Р 50838 или ГОСТ 18599)

асбестоцементных труб

поливинилхлоридных труб типа «ОТ» исполнения К или РК

ТУ 6-19-231

20

40

100

40

25

50

100

50

32

63

100

63

40

75

100

90

50

90

100

75

63

110

100

90

75

110

200

110

90

140

200

140

110

160

200

160

125

180

200

180

140

200

250

225

160

225

250

225

180

250

300

250

200

280

300

280

225

315

300

315

250

315

300

315

280

355

-

-

315

400

-

-

 

5.13 С целью обеспечения сохранности поверхности полиэтиленовой трубыпри протаскивании ее через металлический или асбестоцементный футлярдопускается предусматривать защиту ее поверхности с помощью специальных колец(закрепленных на трубе липкой синтетической лентой) или другими способами. Еслисостояние внутренней поверхности футляра исключает возможность поврежденияполиэтиленовой трубы, то дополнительных мер по ее защите можно непредусматривать. Способы защиты, в частности количество опор и расстояния междуними, определяются конструктивно или расчетом и указываются в рабочих чертежах.

 

РАЗМЕЩЕНИЕ АРМАТУРЫ НА ГАЗОПРОВОДАХ

 

5.14 Необходимость и местоположение отключающих устройств наполиэтиленовых газопроводах следует предусматривать в соответствии стребованиями СНиП 42-01 и положениями СП 42-101.

В качестве отключающих устройств могут использоваться как металлическаязапорная арматура, так и полиэтиленовые краны.

Установку полиэтиленовых кранов следует предусматривать подземно. Вслучае безколодезной установки шток регулирования крана следует заключать вфутляр или другую защитную конструкцию с выводом под ковер или люк.

5.15 Присоединение полиэтиленовых газопроводов к металлической запорнойарматуре может быть выполнено как непосредственно при помощи разъемных соединений,так и через стальные вставки с неразъемными соединениями «полиэтилен-сталь».

5.16 При установке арматуры в колодцах с использованием соединений«полиэтилен-сталь» рекомендуетсяпредусматривать опоры для исключения недопустимых напряжений в монтажном узле.

 

ВВОДЫ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

5.17 В местах перехода наружного подземного газопровода в надземноеположение (далее - выход) и вместах расположения этих выходов непосредственно у здания (далее - цокольный ввод) присоединениеполиэтиленового газопровода к стальному может выполняться как нагоризонтальном, так и на вертикальном участке газопровода.

5.18 При переходе с полиэтилена на сталь на горизонтальном участкегазопровода-ввода соединение «полиэтилен-сталь»располагается на расстоянии от фундамента газифицируемого здания (в свету) неменее 1 м для газопроводов низкого давления и 2 м для газопроводов высокого исреднего давления, а в футляр заключается вертикальный участок надземноговыхода (рисунок 1, а).

5.19 При переходе с полиэтилена на сталь на вертикальном участкегазопровода-ввода (далее -ввод), расположенном непосредственно у фундамента газифицируемого здания,расстояние в свету от футляра на вводе до стены здания должно устанавливаться,как правило, с учетом ширины и заглубления фундаментов, но не менее 50 мм.

Ввод, выполненный изгибом полиэтиленовой трубы (с радиусом не менее 25диаметров) и с соединением «полиэтилен-сталь»на вертикальном участке, рекомендуется заключать в защитный футляр отвертикального до горизонтального участка ввода. Расстояние от фундамента зданиядо конца горизонтального участка футляра должно быть не менее 1 м (рисунок 1, б).

Ввод, выполненный с использованием отвода с закладными нагревателями(ЗН) и соединением «полиэтилен-сталь»на вертикальном участке рекомендуется заключать в футляр только на вертикальномучастке (рисунок 1, в).

Не рекомендуется на вертикальном участке ввода располагать соединение«полиэтилен-сталь» выше уровняземли.

 

 

а -стальной цокольный ввод; б -полиэтиленовый ввод, выполненный свободным изгибом трубы; в - полиэтиленовый ввод, выполненный припомощи отвода с ЗН

1 -стальной участок цокольного ввода; 2 -переход «сталь-полиэтилен»;

3 -полиэтиленовый газопровод; 4 -футляр; 5 -полиэтиленовый футляр изогнутый;

6 -отвод с ЗН; 7 - электроизолирующееустройство

Рисунок 1 -Цокольные вводы газопровода в здание

 

5.20 При использовании на участках вводов и выходов из землиполиэтиленовых труб с защитным покрытием из стеклопластика (цельная конструкцияввода, выполненного в заводских условиях) устройство футляра непредусматривается, а переход «сталь-полиэтилен»располагается выше уровня земли (рисунок 2).

 

 

1 -стальной участок газопровода-ввода; 2 -переход «сталь-полиэтилен»;

3 -полиэтиленовый газопровод; 4 -стеклопластиковая оболочка; 5 -отвод с закладным нагревателем

Рисунок 2 -Цокольный ввод газопровода со стеклопластиковым покрытием

 

5.21 В футлярах выходов и вводов могут размещаться как разъемные, так инеразъемные узлы соединений «полиэтилен-сталь».Диаметр футляров рекомендуется принимать по данным таблицы 1.

На полиэтиленовые вводы не должны передаваться нагрузки от веса стальныхгазопроводов, запорной арматуры и других устройств.

5.22 При разработке проектных решений выходов и вводов рекомендуетсясоблюдать следующие основные принципы:

- все конструкции должны иметь компенсатор;

- конструкция футляра должна обеспечивать тепловую изоляциюполиэтиленовых труб с целью предотвращения охлаждения трубы ниже температурыминус 15 °С;

- переход «полиэтилен-сталь»должен располагаться таким образом, чтобы место соединения полиэтиленовой истальной его частей располагалось не выше уровня земли;

- футляр газопровода должен быть герметично заделан с двух концов. Дляотбора проб воздуха допускается предусматривать контрольную трубку (штуцер);

- подземный участок ввода газопровода, выполненный «свободным изгибом»,должен заключаться в жесткий (пластмассовый) футляр, плотно соединяющийся свертикальным стальным футляром;

- надземный участок футляра должен быть стальным и обеспечивать защитуот механических и температурных воздействий внешней среды.

5.23 Выходы и вводы полиэтиленовых газопроводов следует изготавливать потиповой документации, утвержденной в установленном порядке.

 

СТАЛЬНЫЕ ВСТАВКИ НА ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

 

5.24 Для стальных вставок полиэтиленовых газопроводов следует применятьтрубы, отвечающие требованиям СНиП 42-01 и СП 42-102. Стальные вставки наполиэтиленовых газопроводах устанавливаются только в тех случаях, когдаприменение полиэтиленовых труб в соответствии с требованиями СНиП 42-01 недопускается.

5.25 Защита от коррозии стальных вставок полиэтиленовых газопроводовпроектируется в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и СП 42-102 исходя изусловий прокладки газопровода, данных о коррозионной активности грунтов, наличияблуждающих токов, требуемого срока службы газопровода.

5.26 Неразъемные соединения «полиэтилен-сталь»должны укладываться на основание из песка (кроме пылеватого) длиной по 1 м вкаждую сторону от соединения, высотой не менее 10 см и присыпаться слоем пескана высоту не менее 20 см.

 

ТРЕБОВАНИЯ К СООРУЖЕНИЮ ГАЗОПРОВОДОВ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ ИКЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

 

Многолетнемерзлые грунты

5.27 Проектирование газопроводов, прокладываемых в районах смноголетнемерзлыми грунтами, выполняют в соответствии с требованиями СНиП 42-01и СНиП 2.02.04.

5.28 Основным принципом при прокладке газопроводов в многолетнемерзлыхгрунтах является создание такого температурного режима их эксплуатации, прикотором воздействие подземного газопровода на окружающий грунт было быминимальным с точки зрения нарушений естественного теплового режима грунтовогомассива в зоне прохождения газопроводов.

5.29 Глубина заложения газопровода выбирается так, чтобы температурастенки трубы была выше минус 15 °С в процессе эксплуатации при рабочемдавлении.

5.30 При резко отличающихся между собой свойствах грунта вдоль трассыгазопровода высота песчаного основания под газопроводом принимается не менее 20см на длине в каждую сторону от места стыковки разнородных грунтов не менее 50диаметров газопровода; присыпка в этом случае должна осуществляться на высотуне менее 30 см.

5.31 Конструкция ввода газопровода должна обеспечивать возможностьвзаимных перемещений газопровода и зданий из-за температурных перемещенийгазопровода и осадок зданий или грунта.

 

Подрабатываемые территории

5.32 При проектировании газопроводов, прокладываемых в районах, гдепроводились, проводятся или предусматриваются горные разработки, следуетруководствоваться требованиями СНиП 42-01, ГОСТ Р 12.3.048.

5.33 Трасса газопровода предусматривается преимущественно вне проезжейчасти территории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивныхдеформаций земной поверхности в результате горных выработок.

5.34 Прочность и устойчивость газопроводов, проектируемых для прокладкина подрабатываемых территориях, обеспечивается за счет:

- увеличения подвижности газопровода в грунте;

- снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.

Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействиядеформирующегося грунта на газопровод предусматриваются: непрямолинейнаяукладка газопровода по дну траншеи; применение малозащемляющих материалов длязасыпки траншей после укладки труб.

В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопроводаприменяют песок, песчаный грунт и другой грунт, обладающий малым сцеплениемчастиц.

Протяженность зоны защиты газопровода определяется длиной мульдысдвижения, увеличенной на 150 диаметров газопровода в каждую сторону от ееграницы.

5.35 Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути ввыемках, а также в местах, где возможно образование провалов и трещин,рекомендуется предусматривать надземными из стальных труб.

5.36 На газопроводах в пределах подрабатываемых территорий рекомендуетсяпредусматривать дополнительную установку контрольных трубок на крутоизогнутыхуглах поворота и в местах разветвления сети.

Для предохранения от механических повреждений контрольные трубки взависимости от местных условий должны быть выведены под ковер или другоезащитное устройство.

 

Сейсмические районы

5.37 При проектировании газопроводов из полиэтиленовых труб длястроительства в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов руководствуютсятребованиями СНиП 42-01 и СНиП II-7.

5.38 На участках пересечения трассой газопровода активных тектоническихразломов рекомендуется применять надземную прокладку из стальных труб.

5.39 Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути ввыемках рекомендуется предусматриваться также надземными из стальных труб.

5.40 Контрольные трубки рекомендуется дополнительно предусматривать вместах врезки газопроводов, на крутоизогнутых углах поворота и в местахрасположения соединений «полиэтилен-сталь».

 

Районы с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами

5.41 При проектировании газопроводов для районов с пучинистыми,просадочными и набухающими грунтами руководствуются требованиями СНиП 42-01 иСНиП 2.02.01.

5.42 Глубина прокладки газопроводов при одинаковой степени пучинистости,набухаемости или просадочности по трассе принимается до верха трубы:

- в среднепучинистых, средненабухающих, сильнопучинистых и II типа просадочности -не менее 0,8 глубины промерзания, но не менее 0,9 м;

- в чрезмернопучинистых и сильнонабухающих - не менее 0,9 глубины промерзания, но не менее 1,0 м.

Прокладка газопроводов в слабопучинистых, слабонабухающих и I типа просадочности грунтах должна предусматриваться всоответствии с требованиями СНиП 42-01.

5.43 Прокладка газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости,набухаемости или просадочности по трассе (резко меняющийся состав грунта,изменение уровня грунтовых вод, переход газопровода из проезжей части дороги вгазон и др.), а также в насыпных грунтах принимается до верха трубы - не менее0,9 глубины промерзания, но не менее 1,0 м.

5.44 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкойгазопроводов в пучинистых, просадочных или набухающих грунтах, определяютсярасчетом.

 

РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

 

5.45 Расчет газопроводов на прочность и устойчивость положения (противвсплытия) включает:

- определение размеров труб по рабочему (нормативному) давлению;

- проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения, т.е.оценка допустимости назначенных радиусов упругого изгиба газопровода итемпературного перепада;

- определение необходимой величины балластировки;

- обеспечение кольцевой формы поперечного сечения (предельно допустимойвеличины овализации).

Прочность и устойчивость газопроводов обеспечивается также на всехстадиях строительства и испытаний.

5.46 При расчетах на прочность и устойчивость газопроводов изполиэтиленовых труб срок службы принимается равным 50 годам.

 

Расчетные характеристики материала газопроводов

5.47 Расчетными характеристиками материала газопроводов являются:минимальная длительная прочность, определяемая по ГОСТ Р 50838, модульползучести материала трубы, коэффициент линейного теплового расширения,коэффициент Пуассона.

5.48 Минимальная длительная прочность согласно ГОСТ Р 50838 должнаприниматься для труб из:

- ПЭ 80 - 8,0 МПа;

- ПЭ 100 - 10,0 МПа.

5.49 Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода 50лет принимается в зависимости от температуры эксплуатации по графикам,приведенным на рисунке 3, где напряжения в стенке трубы определяются по формуле

(МПа).                                                 (2)

При напряжении в стенке трубы sменьше 1,5 МПа значение модуля ползучести следует принимать по кривой арисунка 3.

 

 

a - s = 1,5 МПа; б - s = 2,5 МПа; в- s= 3 МПа; г - s = 4 МПа

 

Рисунок 3 -Значения модуля ползучести s материалатруб для проектируемого срока эксплуатации 50 лет в зависимости от температурытранспортируемого газа

 

5.50 Коэффициент линейного теплового расширения материала трубпринимается равным:

 (°С-1).

Коэффициент Пуассона материала труб должен приниматься равным m = 0,43.

Буквенные обозначения величин и единицы их измерения, принятые врасчетах на прочность и устойчивость, приведены в приложении В.

 

Нагрузки и воздействия

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

- силовые нагружения -внутреннее давление газа, вес газопровода, сооружений на нем и вестранспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление ивыталкивающая сила воды, нагрузки, возникающие при укладке и испытании;

- деформационные нагружения -температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения газопровода(упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерныхдеформаций грунта (просадки, пучение, деформации земной поверхности в районахгорных выработок и т.д.);

- сейсмические воздействия.

5.52 Рабочее (нормативное) давление транспортируемого газаустанавливается проектом.

5.53 Собственный вес единицы длины газопровода определяется по формуле

 (Н/м),                                                       (3)

где mq - расчетная масса 1 м трубы,принимаемая по ГОСТ Р 50838.

5.54 Давление грунта на единицу длины газопровода определяется поформуле

 (Н/м).                                                     (4)

5.55 Гидростатическое давление воды определяется по формуле

 (МПа).                                                (5)

5.56 Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода определяетсяпо формуле

 (Н/м).                                                    (6)

5.57 Температурный перепад в материале труб принимается равным разностимежду температурой газа в процессе эксплуатации газопровода и температурой, прикоторой фиксируется расчетная схема газопровода.

5.58 Воздействие от предварительного напряжения газопровода (упругийизгиб по заданному профилю) определяется по принятому конструктивному решениюгазопровода.

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

 

Проверка прочности принятого конструктивного решения

5.60 Проверка прочности газопровода согласно требованиям СНиП 42-01состоит в соблюдении следующих условий:

- при действии всех нагрузок силового нагружения

 (МПа);                                                 (а)

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационногонагружений

 (МПа);                                                (в)

 (МПа);

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационногонагружений и сейсмических воздействий

 (МПа);                                                (с)

 (МПа).

При отсутствии 100 %-го контроля сварных швов газопроводов, соединенныхсваркой нагретым инструментом встык, правые части условий (а), (в) и (с)принимаются с понижающим коэффициентом 0,95.

5.61 Значения sпрF, sпрNS и sпрS должны определяться по формулам (7) - (9):

 (МПа);                                          (7)

 (МПа);                            (8)

 (МПа);                (9)

где soy -дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в особыхусловиях;

sс - дополнительные напряжения вгазопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах, при этомиспользуются условия прочности (с).

5.62 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкойгазопроводов в пучинистых грунтах, должны приниматься в зависимости от глубиныпромерзания по таблице 3.

 

Таблица 3

 

Глубина промерзания, м

Значения дополнительных напряжений, МПа при пучинистости грунта

средней

сильной

чрезмерной

1,0

0,3

0,4

0,5

2,0

0,4

0,6

0,7

3,0

0,5

0,7

0,8

4,0

0,7

0,9

1,0

 

5.63 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкойгазопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах IIтипа просадочности, равны 0,6 МПа, в сильнонабухающих грунтах и наподрабатываемых территориях -0,8 МПа.

Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемогоучастка и на расстояниях 40de в обестороны от него.

Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих ислабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочностине учитываются.

5.64 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкойгазопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле

 (МПа).                                          (10)

5.65 Значения коэффициента защемления газопроводов в грунте m0, скоростей распространения продольныхсейсмических волн и сейсмических ускорений ас определяются потаблицам 4 и 5.

 

Таблица 4

 

Грунты

Коэффициент защемления газопровода в грунте m0

Скорость распространения продольной сейсмической волны vc, км/с

Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных

0,50

0,12

Песчаные маловлажные

0,50

0,15

Песчаные средней влажности

0,45

0,25

Песчаные водонасыщенные

0,45

0,35

Супеси и суглинки

0,60

0,30

Глинистые влажные, пластичные

0,35

0,50

Глинистые, полутвердые и твердые

0,70

2,00

Лесс и лессовидные

0,50

0,40

Торф

0,20

0,10

Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1,00

2,20

Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1.00

1,50

Гравий, щебень и галечник

См. примеч. 2

1,10

Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные и сильновыветренные)

То же

1,50

Скальные породы (монолиты)

»

2,20

Примечания:

1. В таблице приведены наименьшие значения vc, которые уточняют при изысканиях.

2. Значения коэффициента защемления газопровода принимают по грунту засыпки.

 

Таблица 5

 

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение ас, см/с2

100

200

400

800

 

5.66 Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимостимежду максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимымрадиусом упругого изгиба при температуре эксплуатации 0 °С для различныхзначений SDR и MRSданы на рисунках 4-6.

 

 

Рисунок 4 -Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости ототношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру газопровода притемпературе эксплуатации 0 °С и рабочем давлении 0,3 МПа для SDR 11 и различных MRS

 

 

Рисунок 5 -Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости ототношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру газопровода притемпературе эксплуатации 0 °С и рабочем давлении 0,6 МПа для SDR 11 и различных MRS

 

 

Рисунок 6 -Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости ототношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру газопровода притемпературе эксплуатации 0 °С и рабочем давлении 0,3 МПа для SDR 17,6 и различных MRS

 

Определение необходимой величины балластировки

5.67 Для обеспечения проектного положения газопроводов на подводныхпереходах, на участках прогнозного обводнения, на периодически обводняемыхучастках применяются следующие виды балластировки:

- пригрузы из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.);

- грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтетическим материалом(НСМ);

- пригрузы из синтетических прочных тканей, наполненные минеральнымгрунтом или цементно-песчанной смесью.

5.68 При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотныхматериалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть неболее определяемых условиями:

 (м);                                           (11)

 (м), (12)

где нагрузка от упругого отпора газопровода qизгпри свободном изгибе газопровода в вертикальной плоскости должна определятьсяпо формулам:

для выпуклых кривых

 (Н/м);                                          (13)

для вогнутых кривых

 (Н/м).                                          (14)

5.69 Значения коэффициента надежности устойчивого положения дляразличных участков газопровода принимаются по таблице 6.

 

Таблица 6

 

Участок газопровода

Значение ga

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

1,10

 

Коэффициент надежности по материалу пригруза принимается:

- для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью - 0,85;

- для чугунных грузов -0,95.

Вес пригруза определяется по соответствующим стандартам или ТУ.

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

 (м),                                                 (15)

где

;

;

,

где

;

k - безразмерный коэффициент, численноравный внешнему диаметру трубы, м.

Значения сгр, j,rгр и епринимаются по результатам инженерных изысканий по трассе газопровода.Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно-техническойдокументации.

Если полученная по формуле (15) величина H0меньше глубины заложения газопровода, определяемой требованиями СНиП 42-01, топринимается глубина заложения газопровода, регламентируемая этим документом.

 

Обеспечение допустимой овализации и устойчивости круглойформы поперечного сечения газопровода

5.71 Для обеспечения допустимой овализации поперечного сечениягазопровода согласно требованиям СНиП 42-01 должно соблюдаться условие

,                                          (16)

где коэффициент z принимаетсяравным:

- при укладке на плоское основание -1,3;

- при укладке на спрофилированное основание - 1,2.

Полная погонная эквивалентная нагрузка Qвычисляется по формуле

 (Н/м),                                                   (17)

где bi - коэффициентыприведения нагрузок;

Qi - составляющие полной эквивалентнойнагрузки.

Параметр жесткости сечения газопровода Dопределяется по формуле

 (МПа).                                      (18)

Внешнее радиальное давление ре принимается равным:

- для необводненных участков -нулю;

- для обводненных участков -pw.

5.72 Составляющие полной погонной эквивалентной нагрузки определяются поформулам (19)-(23):

от давления грунта

 (Н/м),                                                 (19)

где значения коэффициента kгрв зависимости от глубины заложения газопровода и вида грунта определяются потаблице 7;

 

Таблица 7

 

Глубина заложения газопровода, м

Значения коэффициента kгр для грунтов

Песок, супесь, суглинок твердый

Суглинок тугопластичный, глина твердой консистенции

0,5

0,82

0,85

1,0

0,75

0,78

2,0

0,67

0,70

3,0

0,55

0,58

4,0

0,49

0,52

5,0

0,43

0,46

6,0

0,37

0,40

7,0

0,32

0,34

8,0

0,29

0,32

 

 

от собственного веса газопровода

 (Н/м);                                                    (20)

от выталкивающей силы воды на обводненных участках трассы

 (Н/м);                                                   (21)

от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки

 (Н/м),                                                (22)

где .

Значение интенсивности равномерно распределенной нагрузки на поверхностигрунта qv при отсутствии специальныхтребований принимают равным 5,0 кН/м2;

от подвижных транспортных средств

 (Н/м).                                                  (23)

где коэффициент gтпринимается равным:

- для нагрузки от автомобильного транспорта - 1,4;

- для нагрузки от гусеничного транспорта -1,1;

нагрузка qт принимаетсяв зависимости от глубины заложения газопровода по рисунку 7.

 

 

1 - длянагрузки от автомобильного транспорта; 2 -для нагрузки от гусеничного транспорта

 

Рисунок 7 -Зависимость нагрузки от транспортных средств, от глубины заложения газопроводапри нерегулярном движении транспорта

 

Для газопроводов, укладываемых в местах, где движение транспортныхсредств невозможно, величина gтqт принимается равной 5000 Н/м2.

5.73 Значения коэффициентов приведения нагрузок b1 и b2принимаются в зависимости от вида укладки по таблице 8.

 

Таблица 8

 

Вид укладки

b1

b2

Укладка на:

 

 

плоское основание

0,75

0,75

спрофилированное с углом охвата:

 

 

70°

0,55

0,35

90°

0,50

0,30

120°

0,45

0,25

 

Значения коэффициентов b3,b4 и b5 принимаются равными:

b3 = b4 = b5 = 1.

5.74 Для обеспечения устойчивости круглой формы поперечного сечениягазопровода соблюдается условие

 (МПа).                                         (24)

В качестве критической величины внешнего давления должно приниматьсяменьшее из двух значений, определенных по формулам (25), (26):

 (МПа);                                            (25)

 (МПа).                                             (26)

Примеры расчета на прочность и устойчивость приведены в приложении Г.

 

6 СТРОИТЕЛЬСТВО

 

ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТРУБ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ ИЗПОЛИЭТИЛЕНА, А ТАКЖЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ ТКАНЕВЫХ ШЛАНГОВ И СПЕЦИАЛЬНОГОДВУХКОМПОНЕНТНОГО КЛЕЯ

 

6.1 При поступлении партии труб или соединительных деталей встроительную организацию производят входной контроль их качества путем внешнегоосмотра и измерения основных геометрических параметров изделий на соответствиенормативной документации.

Внешний осмотр и определение размеров труб или деталей производят пометодикам, указанным в нормативной документации на изделие.

При поступлении в строительную организацию синтетических тканевыхшлангов и специального двухкомпонентного клея входной контроль качестваосуществляется путем внешнего осмотра с учетом требований технических условийна эти изделия.

6.2 Входной контроль качества труб и соединительных деталей изполиэтилена производится в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01 и ПБ12-529.

6.3 Сертификат качества, сопровождающий каждую партию труб (деталей),содержит: наименование и (или) товарный знак завода-изготовителя; номер партиии дату изготовления; условное обозначение трубы (детали); размер партии, м(шт.); марку сырья; результаты испытаний или подтверждение о соответствиирезультатов испытаний требованиям стандарта на изделие; дату выпуска партии;подпись и штамп ОТК.

Сертификат качества, сопровождающий катушку с полиэтиленовойпрофилированной трубой, содержит: наименование и (или) товарный знакзавода-изготовителя; дату изготовления; условное обозначение трубы; диаметр итолщину стенки трубы, мм; длину, м; марку сырья; результаты испытаний илиподтверждение о соответствии результатов испытаний требованиям стандарта наизделие; дату выпуска трубы; подпись и штамп ОТК.

Паспорт качества, сопровождающий синтетический тканевый шланг, содержит:наименование и (или) товарный знак завода-изготовителя; дату изготовления;серийный номер шланга; номинальный и внутренний диаметры, мм; длину, м; обозначениесреды - «Для газа»; подпись иштамп ОТК.

6.4 Размер партии труб не должен превышать величину, установленную ГОСТР 50838 или другими нормативными документами.

Размер партии соединительных деталей не должен превышать величину:

- для соединительных деталей без ЗН -не более 2000 шт.

- для соединительных деталей с ЗН -не более 1000 шт.

6.5 Для проведения входного контроля от партии труб (деталей)отбирается:

dе 225 мм                 - 2 %      труб или соединительныхдеталей

de 160 и 110 мм       - 1 %         »       »                 »                  »

de 63 и 40 мм           - 0,5 %     »       »                »                   »

de 32 и 20 мм           - 0,25 %   »       »                »                   »

Количество отбираемых для измерений труб и деталей должно быть не менее5 образцов. Если количество поступивших труб или деталей меньше 5 штук, топроверяются все.

Размеры труб, поступивших в бухтах или катушках, проверяются на концах.

6.6 Внешний вид поверхности труб и деталей определяется визуально, безприменения увеличительных приборов. Механические испытания труб исоединительных деталей при входном контроле не предусматриваются. Усинтетических тканевых шлангов проверяется целостность защитной упаковки накатушке.

6.7 По внешнему виду трубы должны иметь гладкие наружную и внутреннююповерхности. Допускаются продольные полосы и волнистость, не выводящие толщинустенки трубы за пределы допускаемых отклонений. На наружной, внутренней иторцевой поверхностях не допускаются пузыри, трещины, раковины, посторонниевключения. Трубы бывают цветными, черными или черными с цветными продольнымимаркировочными полосами в количестве не менее трех, равномерно распределеннымипо окружности трубы. Характерный цвет газовой трубы или маркировочных полос наней из ПЭ 80 - лимонно-желтый;из ПЭ 100 - желто-оранжевый (см.цветную вставку). Черные трубы без маркировочных полос, имеющие нечеткуюмаркировку завода-изготовителя, применять для строительства газопроводов нерекомендуется.

Внутренние и наружные поверхности соединительных деталей не должны иметьследов усадки, трещин, вздутий и других повреждений, ухудшающих ихэксплуатационные свойства. Допускаются незначительные следы от формующегоинструмента, следы механической обработки и холодных стыков. Цветсоединительных деталей желтый, оранжевый и черный.

6.8 Размеры (диаметр и толщина стенки) и овальность труб и деталейопределяют при температуре (23±5) °С. Перед измерением их выдерживают приуказанной температуре не менее 2 ч.

Овальность торцов труб регламентируется допусками на овальность соединительныхдеталей.

Проверку среднего наружного диаметра проводят на каждой трубе нарасстоянии не менее 150 мм от торцов в одном сечении измерением периметра трубыс погрешностью не более 0,1 мм и делением на 3,142. Допускается определятьсредний наружный диаметр как среднее арифметическое измерений в двух взаимноперпендикулярных направлениях.

У полиэтиленовых труб с защитной оболочкой проверяют (на торце трубы)наружный диаметр, толщину стенки полиэтиленовой трубы, а также толщину защитнойоболочки.

У полиэтиленовых профилированных труб измеряют внешний наружный диаметр(в нерасправленном виде) и толщину стенки.

Измерения производятся рулеткой по ГОСТ 7502, штангенциркулем (ГОСТ 166)или микрометром (ГОСТ 6507) с погрешностью не более 0,1 мм.

6.9 Для соединительных деталей без закладных нагревателей (ЗН) (ТУ6-19-359, ТУ 2248-001-18425183) проводят проверку величины наружногоприсоединительного диаметра и толщины стенки детали в зоне присоединения.Измерения проводят на расстоянии 5 мм от торца детали аналогично с измерениемразмеров труб.

Для муфт полиэтиленовых с ЗН (ТУ 2291-032-00203536) контролируют среднийвнутренний диаметр раструба нутромером индикаторным по ГОСТ 868, которыйвычисляют как среднее арифметическое значение максимального и минимальногодиаметра.

У седелок крановых с ЗН (ТУ 2248-031-00203536) контролируют величинуприсоединительного диаметра корпуса отвода и накладки с помощью проходного инепроходного калибров-шаблонов на наличие зазора в зоне сварки и величинусреднего наружного диаметра хвостовика корпуса седелки на соответствиетребованиям ТУ.

У деталей с ЗН, упакованных в индивидуальные полиэтиленовые пакеты,проверяют целостность упаковки.

У неразъемных соединений «полиэтилен-сталь»(ТУ 2248-025-00203536) проводят проверку целостности защитного покрытия в местесоединения полиэтиленовой и стальной частей соединения, величин наружныхдиаметров и толщины стенки на торцах детали. Измерения проводят на расстоянии 5мм от торца детали аналогично с измерением размеров труб.

6.10 Толщину стенки измеряют микрометром с обоих концов каждой трубы(детали) с погрешностью не более 0,01 мм в четырех равномерно распределенных поокружности точках:

- у труб с обоих концов -на расстоянии не менее 10 мм от торца;

- у деталей на каждом присоединительном конце - на расстоянии 5 мм от торца.

6.11 Овальность труб и соединительных деталей всех видов определяют какразность между максимальным и минимальными наружными диаметрами, измеренными водном сечении пробы с погрешностью не более ±0,1 мм, штангенциркулем илимикрометром.

6.12 Допускаемые отклонения геометрических параметров регламентированысоответствующими нормативными документами на выпуск изделия.

6.13 По истечении гарантийного срока хранения, указанного в техническихусловиях, или при нечеткой маркировке труб и соединительных деталей, а такжепри несоответствии данных маркировки на изделие сопроводительному документу илиутере документа о качестве трубы и соединительные детали отбраковываются. Ихпригодность к строительству определяется по результатам проведения комплексаиспытаний в соответствии с требованиями нормативной документации на их выпуск.

6.14 При получении неудовлетворительных результатов испытания хотя бы поодному из показателей (внешнему виду, размерам, овальности) этот показательконтролируется повторно на удвоенном количестве образцов, взятых из той жепартии. В случае вторичного получения неудовлетворительных результатов даннаяпартия труб (деталей) отбраковывается.

6.15 При поступлении труб и деталей на объект производятся внешний осмотрс целью обнаружения возможных повреждений при транспортировке, а также проверкана соответствие маркировок сопроводительным документам.

 

ТРАНСПОРТИРОВКА ТРУБ И ДЕТАЛЕЙ

 

6.16 Транспортирование и хранение труб и соединительных деталейосуществляют в соответствии с требованиями нормативной документации на трубы исоединительные детали, а также положениями настоящего СП.

Одиночные трубы для транспортировки и хранения связываются в пакетымассой до 3 т. Из пакетов могут формировать блок-пакеты массой до 5 т.

Трубы длинномерные диаметром до 160 мм включительно сматываются длятранспортировки и хранения в бухты или наматываются на катушки.

Трубы диаметром 225 мм и более могут перевозиться без формированияпакетов.

6.17 Длина труб в прямых отрезках может быть от 5 м до 24 м с кратностью0,5 м, длина труб в бухтах составляет от 50 м до 200 м. Длина труб на катушкахопределяется заводом-изготовителем и объемом заказа по диаметрам от 40 мм до160 мм. Приблизительная длина трубы на катушке по отдельным диаметрам приведенав таблице 9.

Ориентировочная длина профилированных полиэтиленовых труб, намотанных накатушку диаметром 3,1 м, шириной 2,15 м и внутренним диаметром 2,15 м,приведена в таблице 10.

 

Таблица 9

 

Размеры катушки

Приблизительная длина трубы на катушке, м

Наружный диаметр, м

Наружная ширина, м

Внутренняя ширина, м

Номинальный наружный диаметр трубы, мм

40

50

63

110

160

2,2

1,18

1,00

1200

800

400

-

-

2,4

1,18

1,00

1500

1000

600

-

-

2,6

1,18

1,00

2100

1300

700

-

-

3,1

1,21

1,00

-

-

1300

250

-

3,1

1,46

1,25

-

-

1600

300

-

3,1

1,71

1,50

-

-

2000

400

-

3,1

1,96

1,75

-

-

2350

450

-

3,1

2,21

2,00

-

-

2700

500

-

4,1

2,20

2,10

-

-

-

-

250

 

Таблица 10

 

Средний диаметр, мм

SDR

Длина поставки, м

100

11; 17/17,6

700-1300

125

11; 17/17,6

500-900

150

11; 17/17,6; 26

600

200

11; 17/17,6; 26

300

225

11; 17/17,6; 26

270

250

11; 17/17,6; 26

200

300

17/17,6; 26

150

350

17/17,6; 26

100

400

17/17,6; 26

90

 

6.18 Транспортная маркировка наносится на грузовые места в соответствиис требованиями ГОСТ 14192.

6.19 Бухты и пакеты скрепляют средствами по ГОСТ 21650. Бухты должныбыть скреплены не менее чем в шести местах. Концы труб должны быть пригнуты кбухте. Внутренний диаметр бухты должен быть не менее 20 наружных диаметровтрубы.

6.20 Пакеты труб длиной 6 м скрепляют не менее чем в двух местах,большей длины - не менее чем втрех местах.

При транспортировке труб с большим числом перевалок (в труднодоступныерегионы) пакеты должны быть скреплены как минимум в четырех местах независимоот длины труб.

Трубы в пакетах должны храниться на чистой, ровной поверхности и снаружиподдерживаться опорами. В целях безопасности высота уложенных пакетов не должнапревышать 3 м (рисунок 8).

 

 

Рисунок 8 -Хранение труб в пакетах

 

6.21 Трубы можно транспортировать любым видом транспорта с закрытым илиоткрытым кузовом (в крытых или открытых вагонах) с основанием, исключающимпровисание труб.

Транспортировка труб плетевозами не допускается.

6.22 При выполнении погрузочно-разгрузочных операций не допускаетсяперемещение труб волоком; сбрасывать трубы и детали с транспортных средствзапрещается.

При перевозке труб автотранспортом длина свешивающихся с кузова машиныили платформы концов труб не должна превышать 1,5 м.

Трубы, поставляемые на катушках, перевозятся на специальных прицепах ввертикальном положении, допускается транспортировка на платформах вгоризонтальном положении.

Бухты транспортируются в горизонтальном, а при наличии специальных опор - в вертикальном положении.

6.23 Во избежание повреждения труб при их транспортировке ометаллические и другие твердые предметы нижний ряд труб располагают надеревянных подкладках, укрепленных на платформе транспортного средства. Несвязанные в пакеты трубы укладывают так, чтобы в нижнем ряду они располагалисьвплотную одна к другой, а в последующих рядах -в гнездах, образуемых нижележащими трубами.

Число рядов должно быть не более:

- для труб диаметром менее 160 мм -14;

-   »       »           »           более 160 мм - 10.

Для погрузочно-разгрузочных работ рекомендуется использовать вилочныеавтопогрузчики.

Для подъема упаковок соединительных деталей нельзя использовать крюки.Захваты автопогрузчика должны быть соответствующим образом закрыты, напримеробрезками полиэтиленовой трубы, или использованы деревянные европоддоны.

6.24 В качестве строповочных средств используют текстильные канаты.Использовать стальные канаты для подъема одиночных труб или пакет «удавкой» нерекомендуется.

6.25 Трубы и соединительные детали необходимо оберегать от ударов имеханических нагрузок, а их поверхности -от нанесения царапин. При транспортировке следует избегать изгиба труб.Особенно осторожно следует обращаться с трубами и деталями при низкихтемпературах.

Во избежание перемещений труб при перевозке их необходимо закреплять натранспортных средствах текстильными стропами.

6.26 Транспортировка, погрузка и разгрузка труб производятся притемпературе наружного воздуха не ниже минус 20 °С. Допускается погрузку,разгрузку и транспортировку труб в пакетах производить при температурах не нижеминус 40 °С; при этом избегают резких рывков и соударений.

6.27 Трубы хранятся в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50838.Заглушки, которые предотвращают попадание грязи в трубы, во время хранения неснимаются.

6.28 Соединительные детали трубопроводов рекомендуется доставлять наобъекты строительства в контейнерах, в которых они надежно закреплены. Наконтейнеры наносится надпись «Не бросать».

6.29 Упаковка может производиться в следующие виды тары: ящики фанерныеили ящики досчатые по ГОСТ 9396; ящики деревянные по ГОСТ 18573, ГОСТ 2991типов IV, VI-2, VI-6, VII; контейнеры-пакеты мягкиеиз резинотекстильного материала; контейнеры мягкие специальные разовогоиспользования типа МКР-1.ОМ или мешки из полиэтиленовой пленки.

6.30 При транспортировании в крытых вагонах, в контейнерах по ГОСТ 19667или крытым автомобильным транспортом допускается упаковка в ящики изгофрированного картона по ГОСТ 9142, ГОСТ 22852, бумажные мешки по ГОСТ 2226,полиэтиленовые мешки по ГОСТ 17811, мешки из полиэтиленовой пленки по ГОСТ10354.

6.31 Упаковка деталей при транспортировании в районах Крайнего Северапроизводится в соответствии с ГОСТ 15846.

Допускается и другой вид упаковки, обеспечивающий сохранность деталейпри транспортировке и хранении в течение гарантийного срока.

6.32 Трубы и соединительные детали хранятся отдельно по партиям,сортаменту, виду материала. Не допускается при хранении смешивать трубы идетали из полиэтилена разных марок и SDR.

6.33 На складе хранения труб и деталей не допускается проведениегазоэлектросварочных и других огневых работ.

6.34 Для предохранения штабелей труб от раскатывания крайние трубынеобходимо подклинивать. С этой целью можно использовать и другие приемы илисредства: упоры-ограждения, сборно-разборные стеллажи и т.п. (рисунок 9).

 

 

Рисунок 9 -Хранение отдельных труб в штабеле

 

Высота штабеля при предполагаемом сроке хранения свыше двух месяцев непревышает 2,0 м. При меньших сроках хранения высота штабеля должна быть, какправило, не более:

- 3,0 м - для труб типа SDR 17,6;

- 4,0 м -   »      »       »    SDR11.

6.35 Трубы при складировании укладывают в «седло» или послойно спрокладками между ярусами (при укладке пакетов). Бухты хранят уложенными вгоризонтальном положении.

Катушки большого диаметра хранятся в вертикальном положении между специальнымиопорами. На складе необходимо иметь оборудование для безопасного подъема,перемещения и погрузки.

6.36 Соединительные детали хранят в закрытых складских помещениях вусловиях, исключающих их деформирование, попадание масел и смазок (укладывают вполиэтиленовые мешки), не ближе 1 м от нагревательных приборов, желательно настеллажах.

Соединительные детали с ЗН хранятся в индивидуальных герметичныхполиэтиленовых пакетах до момента их использования.

Соединительные детали с наваренными отводами для стыковой сварки могутхраниться на открытом воздухе, но при условии защиты от повреждений ивоздействия прямых солнечных лучей.

6.37 Катушки с синтетическим тканевым шлангом и компоненты клея всегданаходятся в отапливаемом помещении. Синтетические тканевые шланги защищаются отвоздействия солнечных лучей и теплоты. Защитную оболочку убираютнепосредственно перед началом санирования.

6.38 Катушки со шлангом допускается поднимать только при помощи стержня(оси), продетого через ступицу катушки. Подъемные устройства дляпогрузки-разгрузки (вилочный автопогрузчик, краны или лебедки, оборудованныестрелой с достаточной грузоподъемностью) ни в коем случае не должнысоприкасаться с синтетическим тканевым шлангом или его гибкой защитнойоболочкой. Катушки должны устанавливаться на платформе прицепа при помощидеревянных клиньев, прикрепленных к полу прицепа. Ремни, перетянутые черезкатушки, являются дополнительной действенной защитой. Ширина крепежного ремнядолжна быть не менее 100 мм.

 

КВАЛИФИКАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СВАРЩИКОВ

 

6.39 Для проверки квалификации сварщик, аттестованный в соответствии сРД-03-495, должен, как правило, сварить в условиях, близких к производственным,допускные сварные соединения. Сварка допускных сварных соединений производитсяв следующих случаях:

- если сварщик впервые приступает к работе на предприятии;

- при перерыве в производстве сварочных работ стыковым способом болеедвух месяцев;

- при изменении типа сварочного оборудования (для проверкитехнологических параметров сварки);

- при изменении класса материала (ПЭ 80, ПЭ 100), диаметров (и толщинстенок) свариваемых нагретым инструментом встык труб, если работы выполняютсявпервые;

- при применении способа сварки, не предусмотренного СНиП 42-01.

6.40 Допускные сварные соединения изготавливаются из отрезковполиэтиленовых труб длиной не менее 300 мм, сваренных между собой при помощидеталей с ЗН или нагретым инструментом встык. Количество допускных соединенийпри сварке деталями с ЗН должно быть не менее одного, при сварке нагретыминструментом встык - должносоставлять не менее:

- одного - прииспользовании сварочной техники с высокой степенью автоматизации;

- двух - прииспользовании сварочной техники со средней степенью автоматизации;

- трех - прииспользовании сварочной техники с ручным управлением.

6.41 Допускные сварные соединения независимо от способа сваркиподвергают визуальному контролю (внешнему осмотру) и измерительному контролюгеометрических параметров.

Если по результатам внешнего осмотра сварные соединения не отвечаютустановленным требованиям, то сварщик выполняет сварку повторно. Отбор сварныхсоединений для механических испытаний осуществляют после полученияположительных результатов визуального и измерительного контроля.

6.42 Допускные стыки, сваренные нагретым инструментом встык, подвергают:

- механическим испытаниям на осевое растяжение;

- ультразвуковому контролю.

6.43 Допускные сварные соединения, сваренные соединительными деталями сЗН, подвергают механическим испытаниям:

- для муфт, переходов, тройников, заглушек - на сплющивание;

- для седловых отводов -на отрыв.

6.44 Критерии оценки качества допускных стыков по результатам внешнегоосмотра, механических испытаний и ультразвукового контроля, а также методикипроведения испытаний приведены в СНиП 42-01 и настоящем СП в разделе «Контролькачества работ».

6.45 При неудовлетворительных результатах механического илиультразвукового испытания хотя бы одного сварного соединения сварщик выполняетсварку их удвоенного количества. Если при повторном контроле полученынеудовлетворительные результаты хотя бы по одному из дополнительно сваренныхсоединений, то сварщик признается не выдержавшим испытания и должен пройтипереаттестацию в установленном порядке.

6.46 По результатам механических испытаний и ультразвукового контролядопускных сварных соединений оформляются протоколы установленной формы, наосновании которых сварщик допускается (не допускается) к проведению сварочныхработ.

 

СВАРКА ГАЗОПРОВОДОВ

 

6.47 Соединения полиэтиленовых труб между собой и с полиэтиленовымисоединительными деталями выполняются двумя методами сварки: сваркой встыкнагретым инструментом и сваркой при помощи соединительных деталей с закладныминагревателями (ЗН). Соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами (илиарматурой) выполняются разъемными (с помощью фланцев) или неразъемными,допускается применение соединений «полиэтилен-сталь»с резьбовым металлическим концом для труб малых диаметров (до 50 мм).

6.48 Сварочные работы могут производиться при температуре окружающеговоздуха от минус 15 °С до плюс 45 °С. При выполнении сварочных работ при другихтемпературах в технических условиях, стандартах или сертификатах на материалыопределяется особый технологический режим сварки, который должен бытьаттестован в соответствии с РД 03-615. Если особый режим сварки не установлен вэтих документах, то при более широком интервале температур сварочные работырекомендуется выполнять в помещениях (укрытиях), обеспечивающих соблюдениезаданного температурного интервала.

Место сварки защищают от атмосферных осадков, ветра, пыли и песка, а влетнее время и от интенсивного солнечного излучения. При сварке свободный конецтрубы или плети закрывают для предотвращения сквозняков внутри свариваемыхтруб.

6.49 Концы труб, деформированные сверх нормативного значения или имеющиезабоины, рекомендуется обрезать под прямым углом. Гильотины или телескопическиетруборезы используются для обрезки труб диаметром свыше 63 мм, для меньшихдиаметров применяют ручные ножницы.

6.50 Сварочное оборудование проходит систематическое ежегодное сервисноеобслуживание предприятием фирмы-производителя этого оборудования либопредставителем фирмы, имеющим допуск к сервисному обслуживанию этогооборудования. Дата последующего сервисного обслуживания должна, как правило,автоматически вводиться в протоколы сварки при проведении монтажных работ.

Аттестацию сварного оборудования производят в соответствии с РД 03-614.

 

Сварка встык нагретым инструментом

6.51 Сваркой встык нагретым инструментом соединяются трубы и детали столщиной стенки по торцам более 5 мм. Не рекомендуется сварка встык труб сразной толщиной стенок (SDR), изготовленных изразных марок полиэтилена и длинномерных труб.

Технологические параметры сварки выбираются по таблицам приложения Д всоответствии с маркой полиэтилена, из которого изготовлены трубы и детали.

6.52 Сборку и сварку труб и деталей рекомендуется производить насварочных машинах с высокой и средней степенью автоматизации процесса сварки.Допускается также использовать машины с ручным управлением процессом сварки, нос обязательным автоматическим поддержанием заданной температуры нагретогоинструмента. (Не рекомендуется применять нагревательные инструменты,нагреваемые газом.) Перечень сварочных машин приведен в приложении Е.

6.53 Технологический процесс соединения труб и деталей сваркой встыквключает (рисунок 10):

- подготовку труб и деталей к сварке (очистка, сборка, центровка,механическая обработка торцов, проверка совпадения торцов и зазора в стыке);

- сварку стыка (оплавление, нагрев торцов, удаление нагретогоинструмента, осадка стыка, охлаждение соединения).

6.54 Перед сборкой и сваркой труб, а также соединительных деталейнеобходимо тщательно очистить их полости от грунта, снега, льда, камней идругих посторонних предметов, а соединяемые концы - от всех загрязнений на расстояние не менее 50 мм отторцов. Концы труб, защищенных полипропиленовой оболочкой, освобождаются от неес помощью специального ножа на расстояние не менее 15 мм.

Очистку производят сухими или увлажненными кусками мягкой ткани израстительных волокон с дальнейшей протиркой и просушкой. Если концы труб илидеталей (вследствие небрежного хранения) окажутся загрязненными смазкой, масломили какими-либо другими жирами, то их обезжиривают с помощью спирта, ацетонаили специальных обезжиривающих составов. Не рекомендуется производить очистку иобезжиривание цветными и синтетическими волокнистыми тканями.

6.55 Сборку свариваемых труб и деталей, включающую установку, сооснуюцентровку и закрепление свариваемых концов, производят в зажимах центраторасварочной машины.

Концы труб и деталей центруют по наружной поверхности таким образом,чтобы максимальная величина смещения наружных кромок не превышала 10 % толщиныстенок труб и деталей. Подгонку труб и деталей при центровке осуществляютповоротом одного из свариваемых концов вокруг их оси, перестановкой опор подлине трубы.

При сварке встык вылет концов труб из зажимов центраторов обычносоставляет 15-30 мм, апривариваемых деталей - не менее5-15 мм.

6.56 Закрепленные и сцентрированные концы труб и деталей перед сваркойподвергают механической обработке -торцеванию с целью выравнивания свариваемых поверхностей непосредственно всварочной машине.

После механической обработки загрязнение поверхности торцов недопускается.

Удаление стружки из полости трубы или детали производят с помощью кисти,а снятие заусенцев с острых кромок торца -с помощью ножа.

После обработки еще раз проверяют центровку и отсутствие зазоров встыке. Между торцами, приведенными в соприкосновение, не должно быть зазоров,превышающих:

- 0,3 мм - для трубдиаметром до 110 мм;

- 0,5 мм -   »     »             »         св. 110 мм

до 225 мм;

- 0,8 мм -   »     »             »         от 250 мм

до 315 мм включ.

- 1,0 мм -   »     »             »          355 мм и выше.

 

 

а -центровка и закрепление в зажимах сварочной машины концов свариваемых труб;

б -механическая обработка торцов труб с помощью торцовки 1; в - проверка соосности и точностисовпадения торцов по величине зазора С; г - оплавление и нагрев свариваемых поверхностей нагретыминструментом 2; д -осадка стыка до образования сварного соединения (в сечении Iданы буквенные обозначения основных геометрических размеров соединения встык,регламентированные, 8.11, 8.12, таблицей 23 настоящего СП)

 

Рисунок 10 -Последовательность процесса сборки и сварки встык труб из полиэтилена

 

6.57 Основными параметрами сварки встык являются:

- температура нагретого инструмента Тн;

- продолжительность оплавления tопи нагрева tн;

- давление нагретого инструмента на торцы при оплавлении Ропи нагреве Рн;

- продолжительность технологической паузы между окончанием нагрева иначалом осадки tп;

- давление на торцы при осадке Рос;

- время охлаждения сваренного стыка под давлением осадки tохл.

Для машин со средней и высокой степенью автоматизации дополнительнымнормируемым параметром может являться время нарастания давления осадки tд.

6.58 Изменение величины параметров во времени в процессе сваркипроизводят по циклограмме (рисунок 11).

 

 

а -диаграмма изменения во времени t давления наторцах Р и температуры нагретого инструмента Tн;б - последовательностьпротекания процесса сварки;

1 -оплавление торцов; 2 -нагрев концов труб; 3 -вывод нагретого инструмента (технологическая пауза); 4, 5 - осадка и охлаждение стыка

 

Рисунок 11 -Циклограмма процесса сварки встык нагретым инструментом труб из полиэтилена

 

6.59 Температуру рабочей поверхности нагретого инструмента выбирают потаблице Д.1 приложения Д в зависимости от материала свариваемых труб (ПЭ 80, ПЭ100). Продолжительность оплавления tоп,как правило, не нормируется и зависит от появления первичного грата.

6.60 Оплавление и нагрев торцов свариваемых труб и деталей осуществляютодновременно посредством их контакта с рабочими поверхностями нагретогоинструмента.

Оплавление торцов необходимо выполнять при давлении Роп= 0,2 ± 0,02 МПа в течение времени tоп,достаточного для образования по всему периметру контактирующих с нагревателемторцов труб валиков расплавленного материала (первичного грата) высотой неменее:

- 1,0 мм при толщине стенки труб от 5 до 10 мм;

- 1,5 мм   »          »             »        »     » 10 » 12 мм;

- 2,0 мм   »          »             »        »     » 12 » 20 мм;

- 2,5 мм   »          »             »        »     » 20 » 26 мм;

- 3,0 мм   »          »             »        »     » 26 » 35 мм.

После появления первичного грата давление необходимо снижать до Рн= 0,02 ± 0,01 МПа и торцы нагревать в течение времени tн,которое в зависимости от сортамента (толщины, стенки) труб и деталей,температуры окружающего воздуха Tоследует выбирать по таблице Д.2 приложения Д.

Допускается давление Рн снижать до минимума присохранении постоянства контакта торцов труб (деталей) с нагретым инструментом.

6.61 Продолжительность технологической паузы, необходимой для удалениянагретого инструмента, должна быть минимальной, не более:

- 3 с - для труб de 63 мм;

- 4 с -    »      »    de 90-140мм;

- 5 с -    »      »    de 160-225мм;

- 6 с -    »      »    de 250-315мм.

6.62 После удаления нагретого инструмента торцы труб и деталей сводят ипроизводят осадку стыка при давлении Рoc= 0,2 ± 0,02 МПа. Осадку стыка необходимо осуществлять плавным увеличениемдавления до заданного уровня.

Время нарастания давления осадки tд,с, для труб из ПЭ 80, ПЭ 100 следует принимать по таблице Д.3 приложения Д.

6.63 Охлаждение стыка необходимо производить под давлением осадки втечение времени tохл, величинакоторого принимается по таблице Д.4 приложения Д в зависимости от толщиныстенки свариваемых труб и деталей и температуры окружающего воздуха То.

6.64 С целью повышения точности поддержания заданных давлений (Роп,Рн, Рос) в процессе сварки необходимоучитывать потери на трение движущихся частей сварочной машины и перемещаемойпри сварке трубы (секции). Для этого перед сваркой каждого стыка производятзамер усилия при холостом ходе подвижного зажима центратора машины сзакрепленной в нем трубой (секцией), который суммируют с усилием, необходимымдля создания заданных давлений (Роп, Рн, Рос).

Для уменьшения потерь на трение рекомендуется использовать переносные ирегулируемые по высоте роликовые опоры.

6.65 Параметры циклограммы процесса (рисунок 11) и режимы сварки(приложение Д) труб различного сортамента соблюдаются сварочной машиной свысокой степенью автоматизации автоматически, со средней степенью автоматизации- часть параметров выполняется вручном режиме, в ручных сварочных машинах автоматически поддерживается толькотемпература нагревательного инструмента.

6.66 При сварке нагретым инструментом рабочие поверхности нагревателяпокрывают антиадгезионным слоем, препятствующим налипанию расплава наинструмент.

6.67 Маркировку сварных стыков (код оператора) производят несмываемымкарандашом-маркером яркого цвета (например: белого или желтого - для черных труб, черного и голубого - для желтых труб).

Маркировку (номер стыка и код оператора) наносят рядом со стыком состороны, ближайшей заводской маркировке труб.

Допускается маркировку (код оператора) производить клеймом на горячемрасплаве грата через 20-40 спосле окончания операции осадки в процессе охлаждения стыка в зажимах центраторасварочной машины в двух диаметрально противоположных точках. Рекомендуетсяиспользовать клейма типа ПУ-6 или ПУ-8 по ГОСТ 2930.

 

Сварка соединительными деталями с закладным нагревателем

6.68 Сварку труб соединительными деталями с закладными нагревателямипроизводят:

- при прокладке новых газопроводов, преимущественно из длинномерных труб(плетей) или в стесненных условиях;

- при реконструкции изношенных газопроводов методом протяжки в нихполиэтиленовых труб (в том числе профилированных);

- при соединении труб и соединительных деталей с разной толщиной стенкиили при толщине стенки менее 5 мм, или изготовленных из разных марокполиэтилена;

- для врезки ответвлений в ранее построенные газопроводы;

- для вварки трубной вставки в полиэтиленовые газопроводы;

- при строительстве особо ответственных участков газопровода (стесненныеусловия, пересечение дорог и пр.).

6.69 Для сварки труб соединительными деталями с закладными нагревателямиприменяют сварочные аппараты, работающие от сети переменного тока напряжением230 В (190-270 В), отаккумуляторных батарей или от передвижных источников питания(мини-электростанций). Перечень рекомендуемых сварочных аппаратов и источниковпитания приведен в приложениях Ж, И.

6.70 Технологический процесс соединения труб с помощью соединительныхдеталей с закладными нагревателями включает (рисунок 12):

- подготовку концов труб (очистка от загрязнений, механическая обработка- циклевка свариваемыхповерхностей, разметка и обезжиривание);

- сборку стыка (установка и закрепление концов свариваемых труб взажимах позиционера (центрирующего приспособления) с одновременной посадкойдетали с ЗН, подключение детали с ЗН к сварочному аппарату);

- сварку (задание программы процесса сварки, пуск процесса сварки,нагрев, охлаждение соединения).

 

 

а -подготовка соединяемых элементов; б, в, г - этапы сборки стыка;

д -собранный под сварку стык;

1 -труба; 2 - метка посадкимуфты и механической обработки поверхности трубы;

3 -муфта; 4 - закладнойнагреватель; 5 - клеммытокопровода; 6 - позиционер;

7 -токоподводящие кабели сварочного аппарата

 

Рисунок 12 -Схема соединения труб муфтой с закладным нагревателем

 

Для исключения неправильного распределения тепла внутри соединения,приводящего к сильному расплавлению полиэтилена, не рекомендуется превышатьвеличину косого среза торца трубы а (рисунок 13), указанную в таблице11.

Очистку концов труб от загрязнений производят так же, как при выполнениисварки встык. Концы труб, защищенных полипропиленовой оболочкой, освобождаютсяот нее с помощью специального ножа. Длина очищаемых концов труб должна быть,как правило, не менее 1,5 длины раструбной части применяемых для сваркидеталей.

Механическую обработку поверхности концов свариваемых труб производят надлину, равную не менее 0,5 длины используемой детали. Она заключается в снятиислоя толщиной 0,1-0,2 мм споверхности размеченного конца трубы. Для труб диаметром до 75 мм, а также дляудаления заусенец с торца трубы, как правило, применяется ручной скребок(цикля). Для труб диаметром более 75 мм, а также для труб, изготовленных из ПЭ100 независимо от диаметра, рекомендуется использовать механический инструмент(торцовочную оправку), которая обеспечивает быстрое и равномерное снятиеоксидного слоя с поверхности труб. Кольцевой зазор между трубой и соединительнойдеталью не должен, как правило, превышать 0,3 мм и после сборки на трубе должныбыть видны следы механической обработки поверхности.

Для правильной центровки соединения после механической обработки наконцы свариваемых труб наносят метки глубины посадки муфты (соединительнойдетали), равные половине ее длины.

Не рекомендуется превышать величину зазора между торцами труб в муфте е(рисунок 13), указанный в таблице 11.

Свариваемые поверхности труб после циклевки и муфты обезжиривают путемпротирки салфеткой из хлопчатобумажной ткани, смоченной в спирте или другихспециальных обезжиривающих составах, которые полностью испаряются споверхности.

Детали с закладными нагревателями, поставляемые изготовителем виндивидуальной герметичной упаковке, вскрываемой непосредственно перед сборкой,обезжириванию допускается не подвергать.

Механическую обработку и протирку труб и деталей производятнепосредственно перед сборкой и сваркой. Детали с закладными нагревателямимеханической обработке не подвергаются.

 

 

а -максимальный допуск косого среза трубы; е -максимальный зазор между двумя концами труб в муфте

 

Рисунок 13

 

Таблица 11

 

Диаметр, мм

20-40

50

63

75

90

110

125

140

160

180

200

225

250

280

315

а

2

2

3

3

4

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

е

-

5

7

8

9

11

13

14

16

17

18

20

22

23

24

 

6.71 Сборка стыка заключается в посадке муфты на концы свариваемых трубс установкой по ранее нанесенным меткам, по ограничителю или по упору впозиционере. Рекомендуется для сборки стыков труб, поставляемых в отрезках,использовать центрирующие хомуты и позиционеры, а для сборки стыков труб,проставляемых в бухтах или на катушках, использовать выпрямляющие позиционеры.

Процесс сборки включает:

- надевание муфты на конец первой трубы до совмещения торцов муфты итрубы, закрепление конца трубы в зажиме позиционера (рисунок 12, б);

- установку в упор в торец первой трубы и закрепление конца второй трубыв зажиме позиционера (рисунок 12, в);

- надвижение муфты на конец второй трубы на 0,5 длины муфты до упора взажим позиционера (рисунок 12, г) или до метки, нанесенной на трубу;

- подключение к клеммам муфты токоподводящих кабелей от сварочногоаппарата (рисунок 12, д).

В случае если муфты имеют внутренний ограничитель (кольцевой уступ), тосборка труб производится до упора торцов труб в кольцевой уступ и собранноесоединение закрепляется в позиционере.

Если свариваемые концы труб имеют овальность больше 1,5 % наружногодиаметра трубы или ³ 1,5 мм, топеред сборкой стыка для придания им округлой формы используют инвентарныекалибрующие зажимы, которые устанавливают на трубы на удалении 15-30 мм от меток или устраняютовальность при помощи специальных приспособлений.

Во избежание повреждения закладных нагревателей (проволочныхэлектроспиралей) надевание детали с ЗН на конец трубы или введение конца трубыв муфту производят без перекосов. Концы труб, входящие в соединительные детали,не должны находиться под действием изгибающих напряжений и под действием усилийот собственного веса. Муфты после монтажа должны свободно вращаться на концахтруб от нормального усилия руки.

6.72 Трубы сваривают при обеспечении неподвижности соединения в процессенагрева и последующего естественного охлаждения.

Параметры режимов сварки устанавливают в зависимости от вида исортамента используемых соединительных деталей с ЗН и (или) сварочных аппаратовв соответствии с указаниями заводов-изготовителей в паспортах изделий. Привключении аппарата процесс сварки происходит в автоматическом режиме.

В паспорте детали с ЗН или на штрих-коде указываются время охлаждениясварного соединения до той температуры, при которой это соединение можноперемещать, и время охлаждения до той температуры, при которой возможнонагружение газопровода опрессовочным или рабочим давлением.

6.73 Приварку к трубам седловых отводов производят в следующейпоследовательности:

- размечают место приварки отвода на трубе (рисунок 14);

 

 

а -седловой отвод с закладным нагревателем; б - отвод с разрезной муфтой с закладным нагревателем;

1 -труба; 2 - метки посадкиотводов и механической обработки поверхности трубы;

3 -отвод; 4 - закладнойнагреватель; 5 -полухомут; 6 - винтыкрепления; F - усилие прижатия отвода при сборке исварке

 

Рисунок 14 -Соединение полиэтиленовой трубы и отводов с закладными нагревателями

 

- поверхность трубы в месте приварки отвода зачищают с помощью цикли;

- привариваемую поверхность отвода обезжиривают, а если он поставляетсяизготовителем в герметичной индивидуальной упаковке, вскрываемойнепосредственно перед сборкой, то его обезжириванию допускается не подвергать;

- отвод устанавливают на трубу и механически прикрепляют с помощьюспециальных зажимов, хомутов и т.п. (рисунок 14);

- если труба в зоне приварки отвода имеет повышенную овальность (больше1,5 % наружного диаметра трубы или ³1,5 мм), то перед установкой отвода трубе придают правильную геометрическуюформу с помощью калибрующих зажимов, укрепляемых на трубе на расстоянии 15-30 мм от меток (зажимы снимают толькопосле сварки и охлаждения соединения);

- подключают к контактным клеммам токоподвода сварочные кабели;

- производят сварку;

- после окончания сварки и охлаждения перед фрезерованием трубыпроизводят визуальный контроль качества сварного соединения. Рекомендуется дляпроверки качества сварки через патрубок приваренного отвода подать избыточноедавление воздуха внутрь седлового отвода с одновременным обмыливанием местапримыкания основания отвода к газопроводу;

- производят фрезерование стенки трубы для соединения внутреннихполостей отвода и трубы после полного охлаждения соединения.

 

Технология соединения полиэтиленовых труб со стальными

6.74 Полиэтиленовые втулки под фланцы, используемые для изготовленияразъемных соединений «полиэтилен-сталь»,соединяют с трубами сваркой встык нагретым инструментом или при помощи муфт сзакладными нагревателями.

6.75 При сварке втулок под фланцы с полиэтиленовыми трубами применяютсварочные устройства, оснащенные приспособлениями для центровки и закреплениявтулок.

6.76 Рекомендуется сборку и сварку втулок под фланцы с трубамипроизводить в условиях мастерских. При этом втулку приваривают к патрубкудлиной не менее 0,8 - 1,0 м(рисунок 15).

 

 

а -полиэтиленовых труб со стальными трубами, арматурой;

б -полиэтиленовых труб между собой;

1 -фланец стальной свободный; 2 -втулка под фланец из полиэтилена; 3 -труба из полиэтилена; 4 -фланец стальной трубы, арматуры

 

Рисунок 15 -Фланцевые соединения

 

6.77 Перед приваркой готового узла (втулка-патрубок)или отдельной втулки под фланец к трубе на замыкающем участке газопроводарекомендуется предварительно надеть на трубу свободный фланец.

6.78 При сборке фланцевых соединений затяжку болтов производятпоочередно, завинчивая противоположно расположенные гайки тарированным илидинамометрическим ключом с усилием, регламентированным технологической картой.Гайки болтов располагают на одной стороне фланцевого соединения. Размерыфланцев приведены в приложении К.

6.79 При вварке неразъемных соединений «полиэтилен-сталь» в трубопровод вначалепроизводят сборку и сварку труб из полиэтилена, затем осуществляют сборку исварку стыка стальных труб. Рекомендуется производить сварку перехода«полиэтилен-сталь» вначале котрезку стальной трубы длиной до 1 м в условиях мастерских, где можнообеспечить температурные условия для зоны раструбного перехода.

При подгонке стальных труб в захлесте газовую резку и шлифовку кромкиследует производить на конце стального трубопровода, а не стального патрубкапереходника. В процессе подгонки и сборки стыка, выполнения прихваток ипоследующей электродуговой сварки полиэтиленовый патрубок должен быть защищенот брызг металла и шлака.

При электродуговой сварке стыка зона раструбного перехода «полиэтилен-сталь» не должна нагреваться более 50°С.

Контроль качества сварки стыка стальных труб должен осуществляться всоответствии с требованиями СНиП 42-01.

Типы соединений «полиэтилен-сталь»и их размеры приведены в приложении К.

 

Вварка трубной полиэтиленовой вставки в трубопровод,уложенный в траншею

6.80 В траншее трубные вставки вваривают в следующих случаях:

- при замыкании участков строящихся трубопроводов;

- при врезке ответвлений в ранее построенный газопровод;

- при выявлении некачественных сварных соединений.

6.81 Трубные вставки вваривают при помощи муфт с закладныминагревателями в газопроводы диаметром от 20 мм до 315 мм или сваркой встыкнагретым инструментом в газопроводы диаметром от 63 мм до 160 мм, вобоснованных случаях - до 225мм.

6.82 При вварке трубной вставки нагретым инструментом встык работывыполняют в следующем порядке:

- определяют местонахождение повреждения или дефекта трубопровода;

- освобождают от грунтовой присыпки участок трубопровода необходимойдлины;

- расширяют траншею в зоне производства работ и делают приямок дляразмещения сварочного оборудования;

- очищают, размечают и вырезают поврежденный или заменяемый участок;

- от цельной трубы отрезают вставку требуемого размера;

- приваривают вставку к первому (с меньшей длиной освобождения) концутрубопровода;

- приваривают второй конец трубопровода (с большей длиной освобождения)к вставке с одновременным упругим изгибом трубопровода методом подъема дляобеспечения осевого перемещения конца при сварке встык нагретым инструментом.

6.83 Освобождение трубопровода от грунтовой присыпки и вварку производятсогласно схеме рисунка 16.

 

 

1 -траншея; 2 - неподвижныйконец газопровода; 3 -приямок; 4 - вставка;

5 -сварочная машина; 6 -подвижный конец газопровода

 

Рисунок 16 -Схема освобождения газопровода от грунтовой присыпки по длине и вварки трубнойвставки встык

 

6.84 Общая длина lсумосвобождаемого участка газопровода зависит от длины ввариваемой вставки lв, диаметра свариваемых труб de, температуры окружающего воздуха То,длины сварочной установки и определяется как сумма по формуле (27)

 (м),                                                   (27)

где 2х - длинаосвобождения «подвижного» конца газопровода;

lв - длина трубной вставки.

Общая длина увеличивается на 2 м с учетом закрепления в зажимахсварочной машины горизонтальных участков концов газопровода.

6.85 Длину освобождения газопровода 2х для труб диаметром 63-225 мм при различных температурахокружающего воздуха и высоту подъема y,требуемую для создания перемещения конца газопровода, следует принимать потаблице 12.

 

Таблица 12

 

Диаметр трубы dе, мм

Температура окружающего воздуха То, °С

-15

-10

-5

0

+10

+20

+30

+45

2x

y

2x

y

2x

y

2x

y

2x

y

2x

y

2x

y

2x

y

63

18

1,0

18

0,9

18

0,9

17

0,9

16

0,9

14

0,8

13

0,8

11

0,8

75

20

1,0

20

1,0

20

1,0

19

1,0

18

1,0

15

0,9

14

0,8

12

0,8

90

22

1,1

22

1,1

22

1,1

21

1,0

19

1,0

17

0,9

16

0,8

13

0,8

110

25

1,1

24

1,1

24

1,1

23

1,1

21

1,0

19

1,0

17

0,9

15

0,9

125

27

1,3

27

1,3

27

1,3

26

1,2

23

1,1

20

1,1

19

1,0

16

1,0

140

29

1,6

28

1,6

28

1,6

27

1,4

25

1,3

22

1,3

20

1,2

18

1,2

160

33

1,6

32

1,6

32

1,6

31

1,6

28

1,5

25

1,4

23

1,4

20

1,3

180

35

1,7

34

1,7

34

1,7

33

1,6

29

1,6

26

1,4

24

1,4

21

1,3

200

38

1,8

37

1,8

36

1,7

35

1,7

32

1,6

28

1,6

26

1,5

23

1,4

225

40

1,8

39

1,8

39

1,7

38

1,7

24

1,7

30

1,6

28

1,5

25

1,4

 

6.86 Длина трубной вставки lвдолжна быть, как правило, не менее 500 мм и больше длины рассечки газопровода lpдля труб диаметром:

- 63  -  90 мм   - не менее чем на 10 мм;

- 110 - 125 мм - »       »        »    »  14 мм;

- 140 - 160 мм - »       »        »    »  16 мм;

- 180 - 225 мм - »       »        »    »  20 мм.

Учитывая, что часть расплавленного полиэтилена при осадке выдавливаетсяиз плоскости сварки и образует грат, рекомендуется принимать допуски наукорочение свариваемых концов пропорционально толщине стенок по соотношению втаблице 13.

 

Таблица 13

 

Диаметр трубы, мм

63-75

90

110

125-140

160-180

200-225

Допуск, мм

3

4

5

6

7

8

 

6.87 Величина требуемого для сварки встык нагретым инструментом осевогоперемещения конца газопровода f (рисунок 16)составляет для труб диаметром:

- 63-110 мм - 50 мм;

- 125-140 мм - 60 мм;

- 160-225 мм включительно- 80 мм.

6.88 Вырезку поврежденного участка газопровода и отрезку трубной вставкиосуществляют по разметке с помощью ручной ножовки, механических труборезовроликового или гильотинного типа и др.

6.89 При сварке замыкающего стыка в процессе выполнения операций обработкиторцов, оплавления и осадки подъем и опускание изогнутого конца газопроводадолжны быть синхронизированы с перемещением подвижного зажима центраторасварочной машины.

6.90 При вварке трубной вставки при помощи муфт с закладныминагревателями общая последовательность работ на стадии подготовки соответствуеттребованиям настоящего раздела, предусмотренным для сварки труб.

Освобождение газопровода от грунтовой присыпки и вварку трубной вставкипроизводят по схемам рисунка 17, а, б, в.

6.91 Освобождение газопровода от грунтовой присыпки производят на длине,определяемой суммой длин ввариваемой вставки lви освобождения концов газопровода (рисунок 17, а).

При вварке вставки с помощью муфт ее длина lвдолжна быть, как правило, равна длине рассечки газопровода lр,но не менее 500 мм.

Длина освобождения конца газопровода l,зависящая от длины муфты (диаметра трубы) и длины позиционера для сборкисоединения, ориентировочно составляет для труб диаметром:

- до 63 мм - 0,2 м;

- от 63 до 125 мм - 0,5м;

- от 125 до 315 мм - 1,0м.

6.92 Установку трубной вставки и муфт в рассечку газопровода и сваркупроизводят в следующей последовательности (рисунок 17, б, в):

- на подготовленные к сборке концы газопровода надевают муфты: под одиниз концов газопровода с муфтой подводят позиционер, в нем закрепляют конецгазопровода (механическую обработку поверхности концов свариваемых трубпроизводят на длину, равную не менее 1,0 длины муфты);

- в рассечку газопровода вводят трубную вставку, один конец которойзакрепляют в зажиме позиционера;

- на оба конца трубной вставки надвигают муфты с установкой их по меткамили по упору (в позиционере);

- к муфте, установленной в позиционере, подключают сварочный аппарат ипроизводят сварку;

- после охлаждения первого соединения позиционер устанавливают на второесоединение и производят сварку.

6.93 Допускается при наличии двух позиционеров производить сборку исварку одновременно двух соединений трубной вставки.

 

 

1 -концы газопровода; 2 -трубная вставка; 3 -муфты; 4 - позиционер длясборки соединения; 5 -метки установки муфт;

l - длина освобождения концовгазопровода; lв - длина вставки

 

Рисунок 17 -Схемы освобождения газопровода в траншее от грунтовой присыпки (а) ипоследовательности вварки трубной вставки с применением муфт с закладныминагревателями (б, в)

 

МОНТАЖНЫЕ И УКЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ

 

Общие положения

6.94 Работы по укладке газопроводов рекомендуется производить притемпературе наружного воздуха не ниже минус 15 °С и не выше плюс 30 °С.

При укладке газопроводов при более низкой температуре наружного воздуханеобходимо организовать их подогрев до требуемой температуры. Это условие можетбыть выполнено путем пропуска подогретого воздуха через подготовленный кукладке газопровод. При этом температура подогретого воздуха не должна быть болееплюс 60 °С.

При укладке полиэтиленовых газопроводов необходимо учитыватьспецифические особенности материала труб: высокий коэффициент линейногоудлинения (в 10-12 раз выше, чему стальных) и более низкие по сравнению с металлическими трубами механическуюпрочность и жесткость, поэтому укладку газопроводов рекомендуется производить внаиболее холодное время суток летом, а зимой -в наиболее теплое время.

6.95 Допустимые радиусы упругого изгиба при монтаже и укладкегазопровода (краткосрочное напряжение трубы) в зависимости от температурыокружающего воздуха определяются по графику, приведенному на рисунке 18.

 

 

Рисунок 18 -Зависимость отношения радиуса упругого изгиба газопроводов r к наружному диаметру трубы de от температуры окружающего воздуха T при монтаже и укладке газопроводов.

 

6.96 Газопроводы можно монтировать из готовых секций, которыеизготавливаются в условиях базы, развозятся и раскладываются вдоль трассы,после чего они соединяются в плети, или из одиночных труб.

6.97 Доставлять трубы или секции на трассу рекомендуется непосредственноперед производством монтажных и укладочных работ.

6.98 Укладка в траншею газопроводов производится, как правило, послеокончания процесса сварки и охлаждения соединения, а также демонтажа сварочнойтехники (позиционеров).

Перед укладкой трубы подвергаются тщательному осмотру с цельюобнаружения трещин, подрезов, рисок и других механических повреждений.

6.99 Не рекомендуется сбрасывание плети на дно траншеи или ееперемещение волоком по дну траншеи без специальных приспособлений.

6.100 Открытые с торцов плети газопроводов во время производства работрекомендуется закрывать инвентарными заглушками.

6.101 При укладке газопроводов в траншею выполняют мероприятия,направленные на снижение напряжений в трубах от температурных изменений впроцессе эксплуатации:

- при температуре труб (окружающего воздуха) выше плюс 10 °Спроизводится укладка газопровода свободным изгибом («змейкой») с засыпкой - в наиболее холодное время суток;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 10 °С возможна укладкагазопровода прямолинейно, в том числе и в узкие траншеи, а засыпку газопроводав этом случае производят в самое теплое время суток.

6.102 В зимний период газопровод укладывают на талый грунт. В случаепромерзания дна траншеи осуществляют подсыпку дна траншеи песком илимелкогранулированным талым грунтом, сохраняя нормативную глубину заложениягазопровода.

6.103 При укладке газопроводов в скальных и каменистых грунтах и напромороженное дно траншеи для обеспечения защиты газопровода от механическихповреждений при укладке и засыпке рекомендуется применять мелкогранулированныйгрунт, песок или пенополимерные материалы (ППМ). Трубы с защитным покрытиемдопускается укладывать непосредственно на спланированное дно траншеи.

6.104 Нанесение пенополимерного материала на дно траншеи осуществляетсяс помощью автономной пеногенерирующей установки, перемещающейся вдоль траншеи иобеспечивающей подачу ППМ по гибкому рукаву. Толщина образуемого на дне траншеислоя пенополимерного материала должна составлять 200-250 мм, плотность материала - 23-25кг/м3. Время выдержки пенополимерного материала (технологическийразрыв между нанесением ППМ и укладкой газопровода) составляет не менее 8 ч.После укладки газопровод, частично проседая, уплотняет пенополимерный слой,образуя корытообразную постель, предохраняющую поверхность труб от механическихповреждений выступающими неровностями дна траншеи.

6.105 Укладку газопроводов диаметром 110 мм и менее можно производить сиспользованием ремней, текстильных строп, текстильных канатов, брезентовыхполотенец. Пролеты следует принимать по таблице 14.

 

Таблица 14

 

Обозначение расстояний (пролетов)

Значения расстояний, м, в зависимости от диаметра газопровода, мм

63 и менее

75-110

125-160

180-225

l1

12-15

15-18

17-20

20-24

l2

8-10

10-12

12-15

14-17

l3

20-23

25-28

30-34

35-40

 

6.106 При непрерывном методе укладки газопровода диаметром более 160 ммс использованием двух трубоукладчиков следует действовать в соответствии сосхемами рисунка 19.

Расстояния (пролеты):

- l1 - от начала подъема трубы до трубоукладчика (по центру);

- l2 - между трубоукладчиками (по центру);

- l3 - от трубоукладчика (поцентру) до конца опуска трубы в траншею

принимаются потаблице 14, при этом следует учитывать, что большее значение расстоянийиспользуется при наличии траверс у обоих трубоукладчиков.

Следует отметить, что толщина стенки труб не оказывает влияния на выборэтих расстояний, т.е. они должны быть одинаковы для труб SDR11 и для труб SDR 17,6.

 

 

а - страверсой головного трубоукладчика; б -с траверсой у заднего трубоукладчика;

в - страверсами у обоих трубоукладчиков;

1 -задний трубоукладчик; 2 -головной трубоукладчик; 3 -трубная плеть

 

Рисунок 19 -Схемы укладки газопроводов с бермы траншеи с применением траверс

 

6.107 При прокладке газопроводов в узкой строительной полосерекомендуется применять (на прямых участках) способ монтажа газопровода методомпротягивания.

Для этого в начальной точке участка трассы устраивается накопительнаяплощадка и устанавливается сварочный пост, а в конечной точке этого участкаустанавливается тяговая лебедка. Затем разрабатывается траншея, по которойпротягивается плеть по мере наращивания. Для уменьшения трения и тяговогоусилия (что позволяет увеличить длину протягиваемой плети), а также исключениявозможных механических повреждений газопровода на дне траншеи устанавливаютсянаправляющие ролики или устраивается постель из пенополимерных материалов, покоторой скользит плеть.

6.108 Через болота и обводненные участки газопровод рекомендуется укладыватьспособом протаскивания или сплава.

Усилие, прилагаемое к газопроводу во время его протягивания ипротаскивания, не рекомендуется превышать более величин, указанных в таблице15.

 

Таблица 15

 

Диаметр газопровода, мм

Сила натяжения, даН

20-25

80

32-40

140

50

330

63-90

500

110-125

1500

160-180

3300

200-225

6500

250-315

10900

 

6.109 При прокладке газопроводов под дорогами и другими препятствиямиприменяются бестраншейные методы прокладки защитных футляров, включающиепрокол, продавливание и наклонно-направленное бурение.

6.110 В подготовленный футляр протаскивается с помощью лебедки заранееиспытанная плеть. На головную часть плети надевается буксировочная головка,которую крепят к тяговому канату. Конструкция буксировочной головки должна обеспечиватьпередачу тяговых усилий согласно таблице 15.

6.111 Работы по укладке плетей газопровода могут выполняться методомбестраншейного заглубления. Для укладки газопроводов диаметром 20-160 мм бестраншейным способомприменяются ножевые трубозаглубители. Ножевой щелерез должен иметь устройство,предохраняющее полиэтиленовые трубы от недопустимых напряжений при укладке.

Кроме того, возможно использование индустриальных технологий, основанныхна совмещении работ по рытью траншей (цепными и роторными траншеекопателями) иукладке газопроводов. При этом температурный перепад между температурой укладкии температурой эксплуатации газопровода не должен превышать 30 °С.

При бестраншейной прокладке в грунтах по трассе строительства не должнобыть каменистых включений, щебня.

 

Укладка длинномерных труб

6.112 Трубы, поступающие в бухтах или на катушках, имеют небольшиепогонный вес и модуль упругости. Это позволяет совместить процессы рытьятраншеи и укладку.

Для рытья траншеи и укладки газопровода используются специальнооборудованные одноковшовые или многоковшовые экскаваторы.

6.113 Возможно использование баровых установок для рытья траншей вмерзлых грунтах или для рытья узких траншей в грунтах без каменистых включений.

6.114 Укладка плетей из бухты может производиться и в заранееподготовленную траншею. При этом применяют два способа производства работ:

- разматывание трубы с неподвижной бухты и ее укладка в траншеюпротаскиванием;

- разматывание трубы с подвижной бухты и ее укладка в траншею путембоковой надвижки.

Первый способ может применяться при наличии в траншее или над нейпоперечных препятствий (газопроводы, линии связи, линии электропередачи).

6.115 Из бухты в траншею могут укладываться одновременно двагазопровода; при этом разматывание труб осуществляется одновременно с двухбухт, установленных по обе стороны, или по одну сторону траншеи.

6.116 Размеры полиэтиленовых труб в бухтах и на катушках устанавливаютсядоговором (контрактом), заключенным между поставщиком труб и заказчиком (всоответствии с ГОСТ Р 50838).

6.117 Разматывание труб из бухт осуществляют при температуре наружноговоздуха не ниже плюс 5 °С. Допускается вести разматывание и при более низкихтемпературах, если созданы условия для предварительного подогрева труб накатушке до температуры не менее плюс 5 °С. При этом не рекомендуются перерывы вработе до полной укладки плети из бухты.

В случае если плеть газопровода охладится до предельно допустимойтемпературы, укладку необходимо приостановить, а бухту с оставшейся трубойвновь подогреть.

Возможен вариант установки специального тепляка с подогревателемнепосредственно на платформе укладочной машины, что обеспечит непрерывнуюукладку плети.

Для устранения повышенной овальности труб и придания прямолинейной формыпо всей длине могут быть использованы ручные или гидравлические выпрямители.

6.118 Рекомендуемая скорость разматывания бухты - до 0,8-1,0км/ч.

6.119 Для устройства узких траншей с последующей укладкой газопроводарекомендуется использовать малогабаритные цепные траншеекопатели, щеленарезныемашины.

6.120 Узкие траншеи (щели), разработанные роторными и цепнымиэкскаваторами и щеленарезными машинами, могут быть засыпаны щелезасыпщиком,который, перемещаясь в сцепке с тягачом землеройно-укладочной машины,осуществляет непрерывную засыпку рабочим органом грейдерного типа.

 

СТРОИТЕЛЬСТВО ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ИСКУССТВЕННЫЕ ИЕСТЕСТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

 

6.121 При строительстве полиэтиленовых газопроводов могут быть два видаконструкции перехода: в футляре (по схеме «труба в трубе») и без футляра - полиэтиленовый газопроводпротаскивается напрямую, например с использованием методанаклонно-направленного бурения.

6.122 Метод наклонно-направленного бурения может использоваться дляпрокладки полиэтиленовых труб при благоприятных грунтовых условиях (отсутствиепо трассе скальных и гравийных грунтов, грунтов с включением валунов ибулыжника или грунтов типа плывунов), а также технической и экономическойцелесообразности, определяемых в процессе изысканий и проектирования.

6.123 При прокладке по схеме «труба в трубе» вначале можетпротаскиваться футляр, а затем в него протягивается полиэтиленовая труба илиони протаскиваются одновременно.

6.124 При любой схеме прокладки перед протяжкой подготовленную плетьрекомендуется тщательно осмотреть и испытать на герметичность в соответствии сСНиП 42-01.

Предпочтение при этом отдается укладке длинномерных полиэтиленовых труб.При формировании плети из труб мерной длины их соединение производится сваркойвстык с обязательной проверкой стыков методом ультразвукового контроля илимуфтами с закладными нагревателями.

6.125 Для предотвращения механических повреждений полиэтиленовых трубпри их размещении внутри защитного футляра допускается применять:

- центрирующие хомуты-кольца, изготавливаемые из труб того же диаметра,длиной 0,5 de путем разрезки их пообразующей и установки (после нагрева) на протягиваемую плеть на расстоянии 2-3 м друг от друга и закрепления натрубе липкой синтетической лентой;

- предварительную очистку внутренней поверхности футляра с целью устраненияострых кромок сварных швов;

- предварительный пропуск контрольного образца полиэтиленовой трубы (неменее 3 м) с последующей поверкой на отсутствие повреждений поверхности трубы;

- гладкие раструбные втулки в местах входа и выхода полиэтиленовой трубыиз непластмассового футляра;

- другие способы защиты, предусмотренные проектной документацией.

6.126 Монтаж рабочей плети для протягивания осуществляется в точке,противоположной месту расположения бурового станка. К переднему концу рабочейплети устанавливается оголовок с серьгой, воспринимающий тяговое усилие.Протягивание рабочей плети в скважину не должно сопровождаться ее скручиванием.Для этого между плетью и расширителем помещается вертлюжное устройство,исключающее скручивание плети.

К оголовку газопровода присоединяются последовательно: вертлюг,расширитель и конец буровой колонны, идущий к буровой установке.

6.127 Контроль за процессом протаскивания плети в скважину ведетсянепрерывно путем измерения усилия натяга, которое нарастает по мере втягиванияплети в скважину. Нарастание должно происходить плавно без рывков.

6.128 По окончании протаскивания через скважину плети производится еепродувка.

6.129 После протягивания в скважину полиэтиленовой плети без футлярацелесообразно произвести по ней предварительный пропуск калибра (с контролемусилия его прохождения), чтобы убедиться, не произошла ли деформация скважины впроцессе операции протягивания.

 

БАЛЛАСТИРОВКА И ЗАКРЕПЛЕНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

 

6.130 В зависимости от грунтовых и гидрологических условий могутприменяться следующие виды балластировки и закрепления газопроводов:

- утяжелители из высокоплотных материалов (железобетонные, чугунные,шлакобетонные и т.п.);

- утяжелители из минерального грунта;

- грунтовая засыпка с использованием текстильных полотнищ;

- анкерные устройства.

Газопроводы, проложенные бестраншейными методами, балластировке изакреплению не подлежат.

6.131 При выборе средств для балластировки соблюдают требование,связанное с ограничением предельно допустимого значения овализации труб, - не более 5 %.

6.132 К утяжелителям из высокоплотных материалов относятся седловидныепригрузы, охватывающие трубу по бокам, и кольцевые пригрузы. Для предохранениятруб от механических повреждений под седловидные и кольцевые пригрузыподкладываются защитные коврики из негниющих материалов (резинотканевые,полиэтиленовые и др.). В качестве силового пояса для охватывающих пригрузовиспользуются синтетические ткани (капроновая, нейлоновая и т.п.).

Утяжелители из минерального грунта используются в виде полимер-контейнеров,удлиненных контейнеров, спаренных контейнеров.

6.133 Балластировка грунтовой присыпкой включает в себя следующиеспособы:

- использование гибких полотнищ из геотекстильных материалов дляувеличения площади давления грунта на газопровод;

- повышенное заглубление газопровода.

6.134 Анкерные устройства включают: винтовые анкеры, свайные сраскрывающимися лепестками и дисковые (в многолетнемерзлых грунтах).

6.135 Выбор конструкций, способов балластировки и закреплениягазопроводов определяется проектом, исходя из:

- инженерно-геологических условий трассы;

- рельефа местности, характера горизонтальных и вертикальных кривых;

- типа болот и уровня грунтовых вод;

- методов и сроков производства работ;

- глубины и ширины водных преград.

6.136 Утяжелители из плотных материалов используются на участках, гдегазопровод опирается на основания из минерального грунта; анкерные устройстваприменяются на участках, где глубина болот превышает глубину заложениягазопровода. Балластировка минеральным грунтом применяется на участках спрогнозируемым обводнением и на болотах мелкого заложения (до верхагазопровода) при отсутствии воды в траншее в момент производства работ.

6.137 Установка анкерных тяг в траншее производится до укладкигазопровода, монтаж силовых поясов производится после отлива (отвода) воды изтраншеи и укладки газопровода на проектную отметку.

6.138 Балластирующие устройства на газопроводе устанавливаются на равномрасстоянии друг от друга, групповая их установка не рекомендуется.

6.139 К применению для изготовления контейнеров допускаются тканые илинетканые синтетические материалы, соответствующие утвержденным ТУ.

6.140 Контейнеры изготавливаются трех видов: с металлическим каркасом(полимер-контейнерные балластирующие устройства), без металлического каркаса испаренные.

6.141 В зимнее время заполнение балластирующих устройств контейнерноготипа производят рыхлым грунтом, без примесей льда и снега.

6.142 Гибкое полотнище из геотекстильных материалов применяется вводонасыщенных минеральных грунтах. При этом засыпку газопровода ведут в двестадии: присыпка экскаватором газопровода на 0,4-0,5м выше верхней образующей (не допуская поперечного смещения газопровода),засыпка бульдозером с образованием валика грунта над газопроводом.

6.143 При балластировке газопровода с применением нетканых синтетическихматериалов соединение полотен в продольном направлении производится укладкойвнахлест (не менее 0,5 м), а в поперечном направлении - сваркой или прошивкой синтетическими нитками.

6.144 Спаренные контейнеры представляют собой два мешка из технической(геотекстильной) ткани, соединенных между собой полотном на промышленномшвейном оборудовании. Они заполняются грунтом вне строительной полосы,навешиваются на газопровод краном-трубоукладчиком и применяются при отсутствииминерального грунта в отвале или когда невозможно удалить воду из траншеи.Контейнеры заполняются грунтом на специальном загрузочном бункере с послойнымтрамбованием грунта трамбовочными механизмами. При отрицательной температуреконтейнер заполняют в условиях, исключающих смерзание грунта.

6.145 Анкерные устройства могут быть винтового типа, раскрывающегосятипа и вмораживаемые. Каждый тип состоит из самого анкера, анкерной тяги исилового пояса. Ширина силового пояса выбирается из условия допустимыхконтактных напряжений на стенку трубы.

Вмораживаемые анкеры применяются при прокладке газопровода ввечномерзлых грунтах. В пучинистых грунтах анкеры снабжаются ограничителямиусилий.

Винтовые анкеры применяются в глинистых и суглинистых грунтах, а анкерыраскрывающегося типа - впесчаных и супесчаных грунтах.

Вмораживаемые анкеры применяются в твердомерзлых песчаных и глинистыхгрунтах при условии нахождения анкеров (рабочих лопастей) в вечномерзлом грунтев течение всего срока их эксплуатации.

6.146 К твердомерзлым относятся песчаные и глинистые грунты, если ихтемпература ниже значений, равных:

- для песков крупных и средней крупности -минус 0,1 °С;

- для песков мелких и пылеватых -минус 0,3 °С;

- для супесей - минус 0,6°С;

- для суглинков - минус1,0 °С;

- для глин - минус 1,5°С.

Длина части анкера, взаимодействующая с многолетнемерзлым грунтом впроцессе эксплуатации газопровода, должна быть не менее 1 м (СНиП 2.02.04).Конструкция ограничителя усилий обеспечивает работоспособность анкера:

- на участках болот - втечение всего периода эксплуатации;

- на участках минеральных грунтов -в течение периода времени, необходимого для полной стабилизации свойств грунтовобратной засыпки (3-7 лет).

Средняя расчетная температура грунта по длине вымороженной части анкера,при которой возможна установка вмораживаемых буроспускных анкеров, должна бытьне выше минус 0,5 °С для песчаных грунтов и минус 1 °С - для глинистых грунтов.

6.147 Установка вмораживаемых анкеров в многолетнемерзлые грунты производитсяв зимний период с выдержкой без засыпки траншеи для обеспечения смерзанияанкеров с грунтом для получения расчетной удерживающей способности.

Погружение анкеров в грунт производится буроспускным и опускнымспособами. Отклонения положений анкеров от проектных не должны превышать: 5 смпо глубине и ±0,5 м вдоль газопровода.

Буроспускной способ применяется в твердомерзлых грунтах при ихтемпературе не ниже 0,5 °С.

Опускной способ целесообразно применять в грунтах песчаного ипесчано-глинистого состава, содержащих не более 15 % крупнообломочных включенийпри средней температуре грунтов по глубине погружения минус 1,5 °С и ниже.

Диаметр разрабатываемой в многолетнемерзлых грунтах скважины долженпревышать диаметр диска устанавливаемого в нее анкера не менее чем на 3 см придиаметре анкера до 200 мм и на 5 см -при диаметре анкера свыше 200 мм. При этом пространство между стенками скважини анкером должно быть заполнено грунтовым (песчаным) раствором, состав иконсистенция которого подбираются в соответствии с указаниями СНиП 3.03.01.

Для погружения анкеров опускным способом с парооттаиванием грунтаследует применять передвижной парогенератор с рабочим давлением 1,0 МПа,например типа Д-563, резинотканевые пароотводные шланги на давление 1,5-2,0 МПа по ГОСТ 18698 и комплектпаровых игл, изготовляемых из стальных труб диаметром 25-30 мм.

Производительность парогенератора следует выбирать по количествуодновременно работающих паровых игл, исходя из расчетного срока расхода пара 15-20 кг/ч на одну работающую иглу.

6.148 Приемочный контроль качества балластировки и закреплениягазопроводов производится с целью проверки соответствия выполненных работпроекту. Проверяется правильность:

- количества установленных утяжелителей и анкерных устройств;

- расстояния между утяжелителями или анкерными устройствами;

- длины балластируемых участков.

Несущая способность анкеров проверяется в соответствии с требованиямиГОСТ 5686, испытывается 2 % количества установленных на каждом участке.

Выполнение балластировки газопровода оформляется отдельным актом приемкиработ.

 

ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ

 

6.149 Очистку полости газопроводов выполняют продувкой воздухом.Допускается пропуск очистных поршней из эластичных материалов. Продувкаосуществляется скоростным потоком (15-20м/с) воздуха под давлением, равным рабочему. Газопровод очищается участками илицеликом в зависимости от его конфигурации и протяженности.

Продолжительность продувки должна составлять не менее 10 мин, если впроектной документации не содержится других требований.

6.150 Диаметр выходного патрубка и полнопроходного крана на нем долженсоставлять не менее 0,3 диаметра продуваемого участка.

Продувка считается законченной, когда из продувочного патрубка начинаетвыходить струя незагрязненного сухого воздуха. Во время продувки участкигазопровода, где возможна задержка грязи (переходы, отводы и пр.),рекомендуется простукивать неметаллическим предметами (дерево, пластмасса), неповреждающими поверхность трубы.

6.151 Для продувки и пневматического испытания газопроводов применяюткомпрессорные установки, соответствующие по мощности и производительностидиаметру и длине испытываемого газопровода.

 

7 РЕКОНСТРУКЦИЯ

 

ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДЗЕМНЫХСТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

Общие требования

7.1 Положениями настоящего раздела можно руководствоваться приреконструкции изношенных подземных стальных газопроводов с использованием их вкачестве каркаса для протяжки в них полиэтиленовых труб или при восстановленииэксплуатационных свойств стального газопровода с применением синтетическихтканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея.

Допускается использование в качестве каркаса ранее выведенных изэксплуатации газопроводов после соответствующей их прочистки и проверки.

Решение об использовании конкретного варианта бестраншейноговосстановления работоспособности газораспределительных сетей принимается послесоставления общей схемы реконструкции газовой сети на основаниитехнико-экономического сравнения вариантов и расчета пропускной способностигазопровода с учетом требований СНиП 42-01 и СП 42-101.

7.2 Бестраншейные методы реконструкции газовых сетей низкого (до 0,005МПа), среднего (свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа) и высокого (до 0,6 МПа) давлений сприменением полиэтиленовых труб, а также использование синтетических тканевыхшлангов и специального двухкомпонентного клея для реконструкции газопроводовдавлением до 1,2 МПа являются предпочтительнее открытой прокладки.

При реконструкции стального газопровода низкого давления протянутые внем полиэтиленовые трубы могут использоваться для подачи газа как низкого, таки среднего или высокого давления. Целесообразность перевода существующихгазовых сетей с низкого давления на среднее или высокое устанавливаетсярасчетом пропускной способности реконструируемого газопровода.

Синтетическими тканевыми шлангами и специальным двухкомпонентным клеем,как правило, восстанавливают изношенные газопроводы без изменения давления вних.

7.3 Технология протяжки внутри стального изношенного газопроводаполиэтиленовой трубы разделяется на два вида:

- протяжка обычной круглой трубы, при этом диаметр реконструируемогогазопровода уменьшается;

- протяжка профилированной трубы, поперечное сечение которой временноуменьшено, способной восстановить свою первоначальную форму, существенно неизменяя диаметр реконструируемого газопровода.

7.4 Особенностью протяжки полиэтиленовых профилированных труб являетсято, что вследствие сложенной формы при втягивании трубы в реконструируемыйгазопровод требуется лишь небольшое тяговое усилие. После монтажа специальныхдеталей-законцовок полиэтиленовая профилированная труба подвергается строгоопределенному процессу обратной деформации, при этом труба разогревается припомощи пара под давлением. Таким образом, активизируется специфическая дляполиэтилена способность «воспоминания первоначальной формы» и полиэтиленоваятруба приобретает круглое сечение, прилегая к стенкам старого газопровода.Изношенная металлическая труба бывшего газопровода используется какнаправляющий каркас и может служить дополнительной защитой (футляром).

7.5 Технология восстановления изношенного газопровода производитсятканевым шлангом, наружная поверхность которого покрыта специальнымдвухкомпонентным клеем. Свойства полиэфирных нитей и специальный методизготовления придают шлангу способность растягиваться в радиальном направлении,что обеспечивает плотное прилегание шланга к внутренней поверхностигазопровода.

При восстановлении изношенного газопровода тканевыми шлангамипредварительно рассчитанное количество клея, отличающегося высокой прочностьюсклеивания при небольшой величине усадки, смешивается и заливается вприподнятый конец отрезка тканевого шланга, соответствующего длиневосстанавливаемого участка газопровода. Конец шланга надежно завязывается иприкрепляется к ленте, с помощью которой, проходя между двух валиков,втягивается в барабан реверс-машины. Валики, имеющие определенный зазор,обеспечивают равномерное распределение клея по всей длине шланга. Конецнамотанного на барабан реверс-машины шланга прикрепляется к реверсивной головке.Реверсивная головка, используя сжатый воздух от компрессора, обеспечиваетпроцесс инверсии, т.е. выворачивания наружу покрытого клеем вводимого всанируемый газопровод тканевого шланга. После прохода тканевого шланга черезучасток газопровода инициируется скорость затвердевания клея.

Выработанная парогенератором паровоздушная смесь с температурой 105 °Сподается в тканевый шланг и выводится на другом конце восстанавливаемогоучастка газопровода через смонтированные сопла в конденсационную емкость. Послеокончания процесса отвердевания клея температура пара постепенно снижается до30 °С. После этого отключается парогенератор и восстанавливаемый участокгазопровода продувается воздухом с температурой 30 °С по показанию термометрана удаленном конце восстанавливаемого газопровода, затем с помощью поршняудаляется конденсат.

7.6 Для проведения работ по протяжке полиэтиленовых труб используетсяследующее оборудование:

- лебедка;

- головка для протяжки;

- сварочное оборудование;

- прицеп для барабана.

Для проведения работ по протяжке полиэтиленовых профилированных трубдобавляются:

- парогенератор;

- водяная емкость;

- направляющее трубу устройство;

- оконечные насадки на трубу (детали-законцовки);

- конденсатосборник пар/вода.

7.7 Восстановление газопровода с использованием тканевых шланговпроизводится с помощью спецмашины, на которой установлены следующие устройстваи приспособления:

- барабан реверс-машины;

- реверсивная головка;

- валики;

- водяная емкость;

- парогенератор;

- электрогенератор и распределительное устройство.

7.8 Перед реконструкцией газопровод обследуется и очищается от грата илидругих режущих неровностей. Способ очистки внутренней поверхности газопроводаопределяется в зависимости от степени и вида загрязнений и может быть проведенс помощью скребков, поршней, пескоструйных аппаратов и т.п.

Видеокамерой проверяется возможность беспрепятственной протяжкиполиэтиленовой профилированной трубы или санации тканевым шлангом по всей длинереконструируемого газопровода.

7.9 При реконструкции изношенных газопроводов на участках, где они неотвечают требованиям СНиП 42-01 и других нормативных документов, действующих намомент проектирования реконструкции (глубина заложения, просадка газопровода отразмыва основания почвенными водами, расстояния между зданиями, сооружениями икоммуникациями и пр.), следует их перекладывать.

Наличие таких участков рекомендуется отразить в документации,представляемой заказчиком в проектную организацию, а в проекте реконструкциибестраншейным методом -предусмотреть их перекладку в соответствии с требованиями действующих на моментпроектирования строительных норм.

7.10 Проектная документация, как правило, должна быть выполнена нагеоподоснове, действующей на момент проектирования, и согласована вустановленном порядке.

В отдельных случаях при небольших объемах работ (до 200 м) допускаетсяналичие геоподосновы только на разрываемые для проведения работ котлованы спривязкой их и нанесением на схему в масштабе.

Следует предусматривать мероприятия, не допускающие повреждения и возникновениядеформаций зданий, сооружений и коммуникаций в процессе строительных работ.

Условия пересечения с подземными сооружениями, коммуникациями икабельными линиями, попадающими в зону намечаемых к вскрытию котлованов и местоткрытой прокладки, согласовываются с заинтересованными организациями на стадиипроектирования.

7.11 Проектная документация включает в себя следующие разделы:

- пояснительную записку;

- план и профиль газопровода с геологическими данными;

- проект организации строительства;

- строительную часть (по необходимости);

- сметы.

7.12 Выбор марки материала (ПЭ 80, ПЭ 100), стандартных размерныхсоотношений используемых полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб (SDR 26; SDR17/17,6 или SDR 11) и коэффициента запаса прочности проводят всоответствии с требованиями СНиП 42-01 и настоящего СП.

Трубы SDR 17,6 на участках открытойпрокладки, в городских условиях, где грунт может быть засорен остаткамистроительного мусора, рекомендуется дополнительно защищать при помощитонкостенных пластмассовых гофрированных труб.

Трубы с SDR 26 на участках открытойпрокладки рекомендуется дополнительно защищать гофрированной оболочкой илиполуцилиндрами из полиэтиленовых труб большего диаметра, скрепленных междусобой.

 

Основные положения по проектированию

7.13 Проект реконструкции выполняется специализированными проектнымиорганизациями в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и настоящего СП.

7.14 Реконструкция газопроводов осуществляется на основе рабочегопроекта и разработанных решений по организации строительного производства итехнологии проведения работ, которые должны быть приняты в проекте организациистроительства (ПОС), входящем в состав рабочего проекта и проекта производстваработ (ППР).

Состав рабочего проекта и входящих в его состав технико-экономическогообоснования, графической и рабочей документации, исполнительных схем и чертежейдолжен соответствовать требованиям СНиП 11.01.

ПОС и ППР разрабатываются в соответствии с требованиям СНиП 3.01.01 наосновании исходных данных, представленных заказчиком с учетом уровнятехнической оснащенности строительной и эксплуатирующей организаций.

7.15 При оформлении заказа на проектирование объектов реконструкцииизношенных газопроводов заказчик представляет в проектную организацию следующуюдокументацию, согласованную с эксплуатирующей организацией:

- техническое задание с указанием границ реконструкции;

- исполнительную документацию на действующий изношенный газопровод вобъеме, обеспечивающем точное определение положения подлежащего восстановлениюгазопровода и сооружений на нем;

- справку о наличии и эффективности действия электрозащитных установок иакт по результатам последней проверки технического состояния газопроводаприборными методами и с помощью шурфования при необходимости;

- схему действующего газопровода со всеми ответвлениями от него иуказанием нагрузок по расходу газа на реконструируемый участок и ответвления,внутренних диаметров изношенных газопроводов также с указанием источниковпитания от одного или нескольких ГРП;

- перечень потребителей с указанием нагрузки, требующих бесперебойногоснабжения газом.

 

Требования к рабочему проекту

7.16 Проекты реконструкции разрабатываются с применением апробированныхтехнических решений, на которые разработаны и введены в действие нормативныедокументы в соответствии со СНиП 11.01.

При разработке рабочего проекта рекомендуется рассматривать следующиеварианты технических решений:

- сохранение существующего давления в сети, когда это возможно поусловиям обеспечения газом потребителей;

- полный перевод сетей низкого давления на среднее с установкой передкаждым потребителем индивидуальных регуляторов давления;

- частичный перевод сетей низкого давления на среднее с установкойрегуляторов давления на группу потребителей газа с сохранением низкого давлениядля оставшейся части внутриквартальной сети;

- перевод газопровода среднего давления на высокое, когда это возможнопо условиям обеспечения газом потребителей.

7.17 На рабочих чертежах реконструируемых участков наносятся местарасположения близлежащих, расположенных параллельно и пересекаемых подземныхинженерных сооружений и коммуникаций, трасс телефонной канализации и подземныхкабелей, колодцев и смотровых устройств, средств связи и других сооружений.

Соотношение диаметров старого и нового газопроводов и способбестраншейной реконструкции определяются по результатам гидравлического расчетапропускной способности и анализа прохождения трассы реконструируемогогазопровода.

Следует учитывать состояние внутренней поверхности стальныхгазопроводов: смещение кромок труб; наличие наплывов металла или подварок вкорне шва; наличие остающихся закладных колец (подкладок); излом профилятрассы; возможность скопления конденсата в низших точках газопровода, которыемогут препятствовать свободному прохождению полиэтиленовой (в том числепрофилированной) плети или синтетического тканевого шланга.

В проекте учитываются возможные затраты на внутреннюю телеинспекциюполости реконструируемого газопровода, подрезку и зачистку механическихпрепятствий (грат на сварных швах, несовпадение кромок и др.) и удалениепосторонних предметов и конденсата с помощью ремонтных роботов илидополнительных котлованов и вырезки катушек.

7.18 Реконструкция стальных газопроводов предусматривается участками.Длина отдельных участков устанавливается в зависимости от местных условийпрохождения трассы, состояния внутренней поверхности реконструируемогогазопровода, принятой технологии реконструкции, плотности застройки, количестванеобходимых ответвлений, наличия крутых поворотов, резких перепадов высот идругих факторов.

Для удаления загрязнений внутренней поверхности реконструируемогогазопровода длина участков, подлежащих очистке, должна приниматься, какправило, не более 100 м.

Допускается большая длина для очистки при условии разработки специальнойтехнологической карты организацией, выполняющей основные работы.

7.19 При разработке проектной документации на реконструкцию изношенныхгазопроводов, попадающих в зону действия линий и сооружений метрополитена,железных дорог и других спецобъектов, должны быть, как правило, полученытехнические условия от организаций, эксплуатирующих их.

Проектная документация в этом случае, кроме других согласований, должнабыть согласована с соответствующими службами этих объектов.

7.20 Расстояние в плане между вскрываемыми котлованами для производстваработ и ограждением наземной линии метрополитена должно быть таким, чтобыоснование ограждений не попало в призму обрушения грунта котлована, исоставлять не менее 5 м. В стесненных условиях при соответствующем техническомобосновании расстояние может быть уменьшено по согласованию с соответствующимислужбами.

7.21 При разработке проектной документации на реконструкцию подводныхпереходов газопроводов (дюкеров) особое внимание уделяется мероприятиям посохранности от обрушения берегов, дамб и набережных, для чего перед началомпроектных работ должно быть проведено детальное геологическое исследованиегрунтов и в зависимости от их состояния следует принимать меры по ихзакреплению.

Подъездные дороги, машины и оборудование должны располагаться так, чтобыисключить воздействие нагрузки на края берегов и ограждающих стенок дамб инабережной. Проект организации строительства согласовывается с организациями, вэксплуатации которых находятся береговые устои, дамбы и набережные.

7.22 При разработке проекта реконструкции газопроводов учитывают, чторассечение стального газопровода на отдельные участки (при протяжкеполиэтиленовых труб) может привести к нарушению единой системыэлектрохимической защиты. В соответствии с этим при необходимости проект долженвключать, как правило, отдельный раздел или перечень мероприятий по защите откоррозии металлических участков газопровода, футляров и стальных вставок.

Для газопроводов, восстанавливаемых с применением синтетических тканевыхшлангов и специального двухкомпонентного клея, как правило, сохраняетсясуществующая активная защита.

Необходимость сохранения активной защиты реконструируемого газопроводарешается проектной организацией в зависимости от конкретных условий прохождениятрассы газопровода, наличия совместной защиты и влияния ее на другие подземныесооружения, степени ответственности отдельных участков газопровода, еготехнического состояния, необходимости сохранения прочностных свойств стальныхтруб и других факторов.

Способ защиты от коррозии выбирается проектной организацией посогласованию с предприятием, выполняющим работы по эксплуатации систем защиты,и может предусматривать:

- сохранение комплексной активной защиты всех подземных металлическихсооружений (газопроводов, тепловых сетей, водопроводов и т.д.);

- замену катодной защиты протекторной;

- отказ от активной защиты восстановленного участка.

Мероприятия по защите от коррозии разрабатываются в соответствии стребованиями СНиП 42-01 и дополнительно включают указания по:

- сохранению, ликвидации или замене установок и устройств электрозащитыи контрольно-измерительных пунктов;

- выполнению электроперемычек между обрезанными участкамисуществовавшего газопровода;

- необходимости реконструкции трасс дренажных и питающих кабелей, атакже пунктов их подключения к подземным сооружениям;

- порядку налаживания и регулировки систем электрозащиты.

7.23 Проектом учитываются мероприятия и затраты на восстановлениедорожных покрытий и зеленых насаждений, поврежденных при проведении реконструкциигазопровода.

7.24 Для потребителей, требующих бесперебойного снабжения газом ипитающихся от отсекаемых участков газопроводной сети, должен производитьсярасчет схемы временного их подключения при помощи байпаса к ближайшемуэксплуатирующемуся участку. Байпас может предусматриваться из металлических илиполиэтиленовых труб в зависимости от планируемого времени эксплуатации.

7.25 Размещать соединения «полиэтилен-сталь»рекомендуется только на прямолинейных участках газопроводов.

При наличии на реконструируемых участках отводов или тройниковыхответвлений протяжка через них полиэтиленовых туб не рекомендуется. На этомместе предусматриваются котлован и вырезка соответствующей соединительнойдетали стального газопровода.

Протягивание вместе с трубами неразъемных соединений «полиэтилен-сталь» не допускается, а деталей сзакладными нагревателями не рекомендуется.

Рекомендуемые соотношения диаметров стальных и протягиваемых в нихполиэтиленовых труб приведены в таблице 16.

 

Таблица 16

 

Диаметр существующего стального газопровода, мм

Диаметр рекомендуемых к протяжке полиэтиленовых труб, мм

Коэффициент уменьшения проходного сечения

SDR11

SDR17.6

40

20

8,6

 

50

32

4,9

 

65

40

4,6

 

80

50

4,2

 

100

63

3,8

 

150

110

2,8

 

200

160

2,6

2,2

250

200

2,6

2,2

250

225

2,0

1,7

300

250

2,3

2,0

350

315

1,9

1,7

 

7.26 При определении размеров котлованов и длин вырезаемых катушекнеобходимо учитывать диаметр протягиваемой полиэтиленовой трубы (синтетическоготканевого шланга) и глубину заложения реконструируемого газопровода.

Глубина заложения стальных изношенных газопроводов, в которыхпротягиваются полиэтиленовые трубы, а также глубина заложения полиэтиленовыхгазопроводов до верха трубы в местах их открытой (вне стальных реконструируемыхтруб) прокладки при длине этих участков до 15 м может соответствоватьтребованиям СНиП 42-01 как для стальных газопроводов.

Открытая прокладка полиэтиленовых газопроводов (вне каркаса) допускаетсяв местах соединения труб деталями с закладными нагревателями, переходов труб содного диаметра на другой, в местах установки соединений «полиэтилен-сталь», тройников, поворотовгазопровода, а также на удаляемых участках стального газопровода,препятствующих протяжке полиэтиленовых труб.

При длине открытых (вне каркаса) подземных участков свыше 15 м глубиназаложения полиэтиленовых труб газопровода должна соответствовать требованиямСНиП 42-01 как для полиэтиленовых газопроводов. При наличии на этих участкахсредне- или сильнопучинистых грунтов предусматриваются мероприятия,компенсирующие воздействие морозного пучения грунта.

При невозможности укладки полиэтиленовых труб на глубине 0,8 м и более,а также в случае расположения котлованов на проезжей части автодорог принимаютмеры по защите поверхности полиэтиленовых труб от повреждения, например путемустройства футляров или другими способами, предусмотренными рабочим проектом.

Восстановление стальных изношенных газопроводов синтетическими тканевымишлангами со специальным двухкомпонентным клеем производится по фактическомуположению газопровода. Открытая прокладка синтетических тканевых шлангов недопускается.

Разработка траншей и устройство котлованов предусматриваются с учетомместных грунтовых условий (наличие водонасыщенных или слабых грунтов).

7.27 Допускается выполнять повороты упругим изгибом полиэтиленовых трубпри открытой прокладке, при этом радиус поворота должен быть не менее 25наружных диаметров полиэтиленовой трубы.

7.28 Концы реконструируемых участков между полиэтиленовой и стальнойтрубами заделываются.

Конструкция заделки определяется проектом. При длине участков более 150м на одном из концов необходимо предусматривать установку контрольной трубки.

Пространство между полиэтиленовым газопроводом давлением 0,6 МПа икаркасом (изношенным стальным газопроводом) заделывается газонепроницаемымматериалом.

При применении полиэтиленовых профилированных труб вследствие их почтиплотного прилегания к стальному каркасу такая заделка не требуется.

7.29 Размеры котлованов при протяжке полиэтиленовой профилированнойтрубы могут выбираться минимальными (как колодцы диаметром 800-1200 мм), чтобы угол изгиба трубы навходе в каркас не превышал значений, указанных в таблице 17.

 

Таблица 17

 

Диаметр трубы, мм

Угол изгиба, град.

100

40-70

150

25-50

200

20-40

250

15-30

300

15-25

400

15-20

 

7.30 При пересечении восстанавливаемого методом протяжки полиэтиленовыхтруб газопровода с различными сооружениями и коммуникациями устройствадополнительных защитных футляров, как правило, не требуется. Роль футляра вэтом случае может выполнять участок существовавшего стального газопровода.

Конструкция такого футляра должна предусматривать уплотнение (заделку)концов и установку контрольных трубок в соответствии требованиями СНиП 42-01 инастоящего СП.

7.31 При расположении полиэтиленовых труб в футлярах учитываюттемпературные деформации восстановленной сети при эксплуатации ипредусматривают технологические решения, снижающие температурные деформациитруб.

Компенсация температурных деформаций должна осуществляться, как правило,за счет самокомпенсации отдельных участков газопровода. Установкукомпенсирующих устройств предусматривают в тех случаях, когда расчетом выявленынедопустимые напряжения в элементах газопровода или недопустимые усилия наприсоединенном к нему оборудовании.

7.32 Проектные решения включают чертежи на узлы соединенийполиэтиленовых и стальных труб, требования к устройству байпасов, а такжеконструктивные требования по заделке (уплотнению) футляров. Рекомендуетсяиспользовать типовые решения, согласованные в установленном порядке.

7.33 Тепловая защита полиэтиленовых труб в местах пересечения степловыми сетями и другими тепловыделяющими коммуникациями выполняется с такимрасчетом, чтобы температура поверхности полиэтиленового газопровода непревышала плюс 30 °С в течение всего периода эксплуатации.

7.34 При реконструкции изношенных газопроводов методом протяжкиполиэтиленовых профилированных труб или с использованием синтетических тканевыхшлангов и специального двухкомпонентного клея должна предусматриваться площадкав ширину не менее 3,5 м и длиной не менее 16,0 м для установки машины спарогенератором и располагаться, как правило, в верхнем конце реконструируемогоучастка газопровода. На нижнем конце участка следует расположить площадку, гдеустанавливаются лебедка для протяжки и устройство для сбора конденсата.

7.35 В зависимости от используемой спецмашины длина участковгазопроводов, подлежащих восстановлению с использованием синтетических тканевыхшлангов, должна приниматься согласно таблице 18.

 

Таблица 18

 

Условный диаметр газопровода, мм

Длина восстанавливаемого (санируемого) участка, м

Спецмашина

Спецмашина с большим барабаном

100-250

400

> 400

300-500

250

> 250 < 350

600

200

> 200 < 350

700

150

> 200 < 350

800

100-130

> 200 < 350

900 (915)

100

> 200 < 300

Примечание - В каждом случае необходимо учитывать конкретные местные условия (местонахождение объекта, свойства местности (территории), трассы трубопровода, горизонтальное или вертикальное расположение или прохождение трубопровода, отводы (колена), тройники, арматура и пр.).

 

7.36 Общая длина участков газопроводов, подлежащих реконструкции методомпротяжки полиэтиленовых профилированных труб, не должна превышать максимальнойдлины трубы, поставляемой на катушке.

7.37 В местах открытой прокладки полиэтиленовых труб предусматривают нарасстоянии 0,2 м от верха трубы укладку полиэтиленовой сигнальной ленты снесмываемой надписью «Газ».

 

Дополнительные требования к проекту организациистроительства и производству работ

7.38 Состав и содержание проекта организации строительства (ПОС) кромеобщих требований СНиП 3.01.01 включает:

- план газопровода с указанием участков, не подлежащих восстановлению, атакже мест присоединения этих участков к реконструируемому газопроводу;

- чертежи на отрываемые котлованы с указанием их точных размеров всоответствии с принятым методом производства восстановительных работ ииспользуемым оборудованием, проходящих рядом с ними подземных инженерныхсооружений и коммуникаций и привязкой котлованов к постоянным ориентирам;

- перечень работ, выполняемых в период, не связанный с прекращениемподачи газа, и работ, проводимых после отключения восстанавливаемого участка отдействующей сети;

- решения по защите отрытых котлованов от возможного затоплениядождевыми водами;

- решения о способе проведения прочистки, телеинспекции и удаленияпрепятствий и посторонних предметов из внутренней полости реконструируемогогазопровода или по разрытию дополнительных котлованов и вырезке катушек;

- решения по защите мест открытого (вне стального газопровода)расположения полиэтиленовых труб и деталей (под проезжей частью улиц и пр.).

7.39 В пояснительной записке ПОС разрабатываются мероприятия пообеспечению безостановочной работы предприятий, попадающих в зону реконструкции(обеспечение подъездных путей и пожарных проездов, установка дополнительныхдорожных указателей и т.д.).

Приводятся мероприятия по обеспечению пожаро- и взрывобезопасности напротяжении всего срока проведения работ по реконструкции, а также контроля законцентрацией газа в местах проведения газоопасных работ, разработанные всоответствии с требованиями ПБ 12-529.

Состав и детализация проекта производства работ (ППР) устанавливаютсястроительной организацией исходя из протяженности и степени сложности объектареконструкции.

7.40 При разработке ППР определяются последовательность и срокивыполнения всех технологических операций, при необходимости составляютсятехнологические карты на выполнение отдельных видов работ или используютсятиповые технологические карты.

 

ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ СТАЛЬНЫХ ИЗНОШЕННЫХГАЗОПРОВОДОВ

 

7.41 До начала производства работ строительно-монтажной организациинеобходимо получить разрешение, которое выдается местной администрацией.

7.42 Реконструкцию каждого объекта допускается осуществлять только наоснове утвержденного проекта, решений по организации строительства и технологиипроизводства работ. Все этапы выполнения работ должны вестись под контролемпредставителей организаций, на которые возложен авторский и технический надзорза проведением работ по реконструкции, и организаций, эксплуатирующих смежныекоммуникации.

7.43 До начала реконструкции выполняются мероприятия по подготовкестроительного производства в объеме, обеспечивающем осуществление всех работ вмаксимально короткие сроки, включая проведение общей организационно-техническойподготовки, подготовки газопровода к реконструкции и оборудования кпроизводству монтажных работ.

При реконструкции необходимо осуществлять контроль всех выполняемыхопераций. Пооперационный контроль осуществляется инженерно-техническими работниками,прошедшими соответствующий курс обучения, а также персоналом газовых хозяйств,осуществляющих технический надзор за строительством газопроводов.

 

Подготовительные работы

 

7.44 Определение трассы газопровода производится эксплуатирующей организациейс уведомлением организаций, эксплуатирующих соседние подземные коммуникации. Натрассе в натуре отмечаются контуры намечаемых к вскрытию котлованов.

7.45 До начала вскрытия дорожных покрытий и разработки котлованов(приямков) необходимо выполнить следующие мероприятия:

- места проведения работ оградить по всему периметру инвентарными щитамиили металлической сеткой с обозначением организации, проводящей работы, ителефонами ответственного производителя работ;

- при производстве работ на проезжей части выставить предупредительныезнаки на расстоянии 5 м со стороны движения транспорта, освещаемые в ночноевремя;

- с наступлением темноты установить на ограждении с лобовой стороны навысоте 1,5 м сигнальный красный свет, а место работ осветить прожекторами илипереносными лампами.

7.46 Ширина участков ограждения назначается в зависимости от местныхусловий (ширины улицы, возможности сужения проезжей части и т.п.), но должнабыть не менее:

- 3,5 м - при глубинекотлованов до 1,5 м;

- 4,5 м -   »          »              »         более 1,5 м.

Длина ограждения устанавливается проектом производства работ.

7.47 Вскрытие дорожных покрытий и разработку траншей следует проводить всоответствии с проектом производства работ.

Крутизна откосов котлованов должна приниматься в соответствии стребованиями СНиП 12-04 и ГОСТ Р 12.3.048.

При наличии в местах рытья котлованов электрокабелей, кабелей связи,других подземных коммуникаций выемку грунта производят с предварительнымизвещением и в присутствии представителей организаций, их эксплуатирующих, ссоблюдением мер, исключающих возможность нанесения повреждений. Кабели впределах пересечения после вскрытия должны заключаться в защитные футляры изпластмассовых лотков, коробов или труб, подвешиваемых, при необходимости, к балке,а также должны выполняться другие требования, предусмотренные ГОСТ Р 12.3.048,СНиП 12-03, СНиП 12-04 и ПБ 12-529.

В случае обнаружения любых подземных коммуникаций или сооружений, неуказанных в проектной документации, работы следует приостановить. На месторабот следует вызвать автора проекта и представителей организаций,эксплуатирующих смежные коммуникации, для определения их принадлежности ипринять меры по их сохранности или ликвидации (и внесении в исполнительнуюдокументацию).

7.48 Вскрытые участки стального газопровода полностью очищаются отземли. Расстояние в свету между нижней образующей трубы и дном котлована должнобыть достаточным для проведения работ по переврезке и восстановлениюреконструируемого газопровода, но не менее 10 см. Выемка нижних слоев грунта иочистка вскрытого газопровода должны производиться ручным инструментом.Неровности дна котлованов не должны превышать 20-30мм.

7.49 Отсечение реконструируемого участка от основной сети осуществляетсяпосле отключения подачи газа путем вырезки катушек, длина которыхустанавливается из расчета свободного затягивания полиэтиленовой плети(синтетического тканевого шланга) и удобства проведения работ.

Участок, подлежащий реконструкции, продувается инертным газом иливоздухом. Вырезка катушек производится эксплуатирующей организацией наотключенном и освобожденном от газа газопроводе с последующей приваркойзаглушек со стороны действующих участков газопровода.

Концы обрезанного стального участка необходимо зачищать для устраненияострых кромок, которые могут повредить поверхность полиэтиленовых труб(синтетического тканевого шланга).

7.50 Перед отключением газа в реконструируемом газопроводе обеспечиваютснабжение газом потребителей, питающихся от отключаемого участка газовой сети,при помощи байпаса.

7.51 По завершении реконструкции изношенного газопровода должен быть,как правило, выполнен комплекс мероприятий по налаживанию и регулировке системэлектрозащиты.

 

Технология производства работ методом протяжкиполиэтиленовых труб

7.52 Технология реконструкции заключается в протягивании внутри стальныхучастков подготовленных плетей из полиэтиленовых труб.

Все работы, связанные с протягиванием полиэтиленовых труб, допускаетсяпроводить при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5 °С или сприменением специальных отапливаемых модулей (палаток).

7.53 Длинномерные трубы, смотанные на катушки, и трубы мерной длины,сваренные между собой в плети требуемой длины, перед протяжкой проходят внешнийосмотр. Соединение труб производится преимущественно деталями с закладнымиэлектронагревателями.

Для сварки труб нагретым инструментом встык должны использоватьсясварочные машины высокой степени автоматизации.

7.54 Протягивание полиэтиленовых плетей осуществляется при помощиспециального тягового каната. В качестве тягового могут использоваться стальныеили текстильные канаты, концы которых должны оснащаться соединительнымидеталями для соединения с тянущим устройством с одной стороны и с буксировочнойголовкой с другой. Тяговый канат должен проходить периодическую проверку какэлемент грузоподъемного устройства во избежание его разрыва во время выполнениятехнологических операций по прочистке и проверке внутренней полостиреконструируемого газопровода и протяжке полиэтиленовой трубы. Дляпротаскивания тягового каната могут использоваться композиционный полимерный(стеклопластиковый, поликарбонатный или др.) стержень, свинчивающиесяметаллические штанги или пневмопроходчик.

При использовании полимерного стержня или свинчивающихся штанг онипропускаются в реконструируемый газопровод со стороны входного конца. Квышедшему концу стержня или штанги прикрепляют тяговый канат, размеченныйкраской через 1 м. Тяговый канат втягивают в входной приямок обратным порядком.

При использовании пневмопроходчика на конце обрезанного участкастального газопровода монтируются два фланца (стандартный приварной и глухой сотверстием для каната). Пневмопроходчик с прикрепленным тяговым тросом долженвставляться внутрь обрезанного участка и давлением сжатого воздухапроталкиваться с одного конца до другого.

7.55 Реконструируемый участок предварительно прочищают протягиваниемметаллического ерша-калибра или иным способом, используемым в строительстве.

Перед протяжкой плети рекомендуется осуществить протаскиваниеконтрольного отрезка полиэтиленовой трубы длиной 2,0-3,0 м для определения состояния внутренней полостистальной трубы. Контроль тягового усилия производится по динамометру.Контрольный отрезок трубы после протяжки не должен иметь повреждений глубинойболее 0,3 мм для труб с номинальной толщиной стенки менее 6,8 мм и 0,7 мм длятруб с номинальной толщиной стенки более 6,8 мм.

Если во время прочистки или контрольной протяжки ерш-калибр или отрезоктрубы застряли в месте нахождения препятствия, фиксируемого длиной каната,находящегося внутри стального газопровода, отрывается дополнительный котлован,вырезается участок газопровода и устраняется причина, препятствующаяпрохождению ерша-калибра или контрольного образца трубы. При невозможностиустройства дополнительного котлована проводятся телеинспекция и удалениепрепятствия с помощью ремонтного робота.

7.56 Подготовленная полиэтиленовая плеть с помощью буксировочной головкии специального захвата прикрепляется к концу тягового каната.

Для предотвращения повреждений полиэтиленовых труб в местах ввода ивывода их из реконструируемых стальных газопроводов предусматривают установкугладких втулок с конусным раструбом.

 

Особенности технологии протяжки полиэтиленовыхпрофилированных труб

7.57 Перед началом работ по протяжке полиэтиленовой профилированнойтрубы проводится визуальный осмотр с помощью видеокамеры состояния внутреннейповерхности газопровода с целью выявления возможных препятствий.

При обнаружении внутренних препятствий в виде деформаций, смещений илипродавленности труб, выступающего корня шва они должны быть устранены. Участокгазопровода, в котором невозможно устранить внутренние препятствия, вырезается.

После проводится очистка отключенных участков от загрязнений и другихпрепятствий с последующей проверкой степени очистки и возможности осуществленияработ на всем подготовительном участке газопровода с помощью видеокамеры.

7.58 Способы очистки и устранения внутренних препятствий выбираютсяорганизацией, производящей работы, после осмотра внутренней поверхности.

Очистка внутренней поверхности газопровода должна производиться дополного устранения всех видов посторонних включений, наносных отложений, воды,твердых или режущих частиц размером более 0,5 мм.

7.59 Если при проведении контроля с помощью видеокамеры будут выявленыучастки газопровода, мешающие процессу восстановления (наличие углов поворотов,конденсатосборников, запорных устройств и т.д.), в проект должны быть внесеныизменения и вскрыты дополнительные котлованы. Конденсатосборники и задвижкидолжны быть вырезаны и при необходимости заново установлены в соответствии спроектом.

7.60 С целью исключения помех для реконструкции всей намечаемой трассыгазопровода участки, мешающие процессу работ, могут быть переложены по решениюпроектной организации с внесением необходимых изменений в проектнуюдокументацию.

7.61 О проведенных работах по очистке газопровода составляется акт иподписывается представителями заказчика и организации, выполняющей работы пореконструкции.

7.62 Протяжка полиэтиленовой профилированной трубы в очищенныйизношенный газопровод осуществляется при постоянной скорости, не превышающей 2м/мин.

Процесс подачи трубы контролируется с помощью встроенных приборов налебедке, автоматически измеряющих и регистрирующих тяговое усилие, которое недолжно превышать значения, указанные в таблице 19.

 

Таблица 19

 

Условный диаметр, мм

Тянущее усилие, кН

SDR 26

SDR 17

SDR 11

100

-

13

19

125

-

21

30

150

-

30

44

200

36

53

78

225

45

63

92

250

57

84

123

300

82

120

176

350

110

162

238

400

143

212

312

 

Усилия, создаваемые лебедкой, не должны превышать величину тянущегоусилия даже в случае остановки протяжки трубы.

7.63 После втягивания в реконструируемый газопровод полиэтиленовойпрофилированной трубы на одном ее конце закрепляется калибрующаядеталь-законцовка, через которую для инициирования процесса восстановленияпервоначальной формы внутрь трубы из парогенератора подается паровоздушнаясмесь при давлении 0,1-0,3 МПа стемпературой 105 °С.

Избыток пара на другом конце профилированной трубы через калибрующую деталь-законцовкуи регулирующее сбросное устройство сбрасывается в конденсационную емкость илиатмосферу.

7.64 Продолжительность восстановления первоначальной формы трубы зависитот диаметpa и протяженности реконструируемогогазопровода и может составлять 3-5ч.

7.65 После восстановления первоначальной формы полиэтиленовой трубы онадолжна быть охлаждена подачей в газопровод воздуха с давлением не выше 0,3 МПа.

Время охлаждения зависит от диаметра газопровода и температуры наружноговоздуха и может составлять от 2 до 6 ч.

7.66 Окончание охлаждения определяется достижением температуры 30 °С,измеренной на дальнем конце реконструированного участка газопровода.

После охлаждения сбрасывается давление воздуха, удаляютсядетали-законцовки и при необходимости производится обрезка полиэтиленовой трубыс обоих концов восстановленного участка на расстоянии не менее 0,5 м от краястального каркаса.

7.67 Восстановленный трубопровод продувается воздухом с давлением 0,3МПа для удаления конденсата, скопившегося после подачи пара, если этот процессне был совмещен с процессом охлаждения.

Полное удаление конденсата осуществляется путем протяжки поролоновогопоршня в реконструированном участке газопровода.

7.68 После продувки новый полиэтиленовый газопровод проверяется накачество выполненных работ строительной организацией или другимспециализированным предприятием в присутствии представителей эксплуатационнойорганизации газового хозяйства.

Проверка осуществляется при помощи видеокамеры.

Качественно выполненный участок полиэтиленового трубопровода закрываетсяс обеих сторон заглушками, исключающими попадание внутрь грязи и воды. Заглушкисохраняются до момента проведения работ по соединению участковреконструированного газопровода.

7.69 Для соединения восстановивших свою форму полиэтиленовыхпрофилированных труб с полиэтиленовыми трубами ПЭ 80, ПЭ 100 или фитингами вразогретый конец профилированной трубы вставляется опорная втулка, расширяющаяего до стандартных размеров. Допускается применение специальных переходов сзакладными нагревателями для соединения профилированных труб нестандартныхразмеров с полиэтиленовыми трубами стандартных размеров.

Процесс сварки деталей с закладными электронагревателями соответствуеттребованиям подраздела «Сварка соединительными деталями с закладнымнагревателем» настоящего СП.

7.70 При монтаже углов поворота 45°, 60°, 90° используютсяполиэтиленовые отводы и муфты с закладными нагревателями.

Углы поворота можно выполнить «свободным изгибом» из непрофилированныхполиэтиленовых труб ПЭ 80 или ПЭ 100 (соответствующих SDR)радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы с последующим присоединением кгазопроводу при помощи муфт с закладными электронагревателями.

7.71 Для присоединения полиэтиленовой профилированной трубы к стальномугазопроводу применяются соединения «сталь-полиэтилен»и муфты с закладными нагревателями.

7.72 Для присоединения полиэтиленовых газопроводов к реконструированномупрофилированными трубами газопроводу можно использовать седловидные ответвленияили заменить часть полиэтиленовой профилированной трубы тройником,присоединяемым муфтами с закладными нагревателями. При этом вырезается частьгазопровода и удаляется стальной каркас с таким расчетом, чтобы обеспечитьправильную установку тройника и муфт с закладными элементами.

Стальной каркас удаляется специальным фрезерно-шлифовальнымэлектроинструментом так, чтобы не повредить поверхность полиэтиленовой трубы.

 

Особенности технологии восстановления изношенных стальныхгазопроводов с использованием синтетических тканевых шлангов и специальногодвухкомпонентного клея

7.73 Работы по реконструкции настоящим методом рекомендуется проводитьпри температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С и температуре грунта,прилегающего к восстанавливаемому участку газопровода, не ниже плюс 5 °С. Приотрицательной температуре наружного воздуха ввод в реконструируемый газопроводсинтетического тканевого шланга со специальным двухкомпонентным клеемосуществляется с применением отапливаемых модулей (палаток).

7.74 Реконструируемый участок газопровода (за исключением подводнойчасти дюкеров) до начала работ должен быть подвергнут внеочередномутехническому обследованию приборными методами. Выявленные утечки газа следуетустранить.

Повреждения изоляционного покрытия должны быть устранены в случае, еслиданный участок газопровода находится вне зоны действия ЭЗУ.

Результаты технического обследования и выполненных работ оформляютсясоответствующим актом.

В отдельных случаях при невозможности устранения неплотностейгазопровода допускается применение указанного выше метода при наличии сквозныхотверстий диаметром не более 3 см.

7.75 После вырезки и удаления из монтажного котлована части стальнойизношенной трубы к концам реконструируемых участков газопровода привариваютсятехнологические катушки из стальных труб длиной не менее 0,6 м, а назаконцовочных участках, присоединяемых к действующему газопроводу, длинакатушек должна быть, как правило, не менее 1,0 м. Приварка катушек обеспечиваетполное восстановление изношенного стального газопровода синтетическим тканевымшлангом, а также позволяет установить усилительные муфты на сварных швах.

Стальные трубы для катушек должны отвечать требованиям СНиП 42-01 иположениям СП 42-102. Качество сварных соединений, попадающих в зонусанирования, в пределах монтажных котлованов проверяется внешним осмотром всоответствии с требованиями СНиП 42-01.

Общий вид монтажных котлованов и размеры технологических катушек указаныв приложении Л.

7.76 Перед началом работ по санированию синтетическим тканевым шлангом испециальным двухкомпонентным клеем изношенного стального газопровода проводитсятщательная очистка от загрязнений и грата на сварных швах с помощью скребков,щеток, поршней и пескоструйной очистки с удалением продуктов очистки изгазопровода.

7.77 Способ очистки выбирается организацией, производящей работы.

Очистка внутренней поверхность газопровода производится дометаллического блеска в соответствии со степенью 4 таблицы 3 ГОСТ 9.402.

После проведения работ по очистке внутренняя поверхность газопроводаосматривается с помощью видеокамеры на предмет оценки степени очистки ивозможности восстановления всего участка газопровода.

Окончательная зачистка (пескоструйная обработка) участков газопровода,превышающих протяженность 100 м (проходящих через водные или другие преграды, гденевозможна раскопка дополнительных котлованов), проводится на длину 10-15 м с последующим контролемвидеокамерой на величину, определяемую профилем газопровода.

7.78 Восстановление газопроводов в целях исключения появления гофрвыполняется с углами поворота газопровода до 60°. Если при проведении контроляс помощью видеокамеры будут выявлены участки газопровода, мешающие процессусанации (наличие углов поворотов с радиусом более пяти диаметров трубы,конденсатосборников, запорных устройств и т.д.), в проект должны быть внесеныизменения, вскрыты дополнительные котлованы в местах углов поворотов более 60°,мешающих процессу санации, с врезкой катушек с меньшим углом поворота.

Конденсатосборники и задвижки вырезаются и при необходимости зановоустанавливаются в соответствии с проектом. После проведения этих работпроводится дополнительная очистка врезанных катушек с контролем видеокамеройстепени очистки.

7.79 С целью исключения помех для восстановления всего намечаемогоучастка газопровода участки, мешающие процессу работ, могут быть переложены порешению проектной организации с внесением необходимых изменений в проектнуюдокументацию.

7.80 О проведенных работах по очистке газопровода должен быть составленакт, который подписывается представителями заказчика и организации, выполняющейработы по восстановлению.

7.81 Работы по восстановлению газопровода проводятся в соответствии стехнологическими картами.

7.82 Применяемый тканевый шланг должен соответствовать, как правило,внутреннему диаметру газопровода, он разрезается на объекте строительства наотрезки по длине восстанавливаемого участка газопровода с определенным запасом.

7.83 Компоненты клея должны перемешиваться на объекте реконструкции встрого определенном количестве в соответствии с паспортными данными изаливаться в поднятый конец шланга в зависимости от диаметра и длиныгазопровода в количестве, приведенном в таблице 20.

 

Таблица 20

 

Условный диаметр газопровода, мм

100

200

300

400

500

600

700

800

Потребное количество клея на 100 м газопровода, кг

100

200

300

400

500

600

760

860

 

7.84 Допускается подготовка шланга и клея с последующей заправкой вбарабан реверс-машины на производственной базе строительной организации в техслучаях, когда объект реконструкции находится на расстоянии, при котором возможноприбытие реверс-машины до начала процесса полимеризации клея.

7.85 При втягивании подготовленного шланга в барабан реверс-машиныобеспечивается равномерное распределение клея по всей длине подготовленногошланга, что достигается подбором определенных расстояний между валками машины.

7.86 Скорость подачи шланга в газопровод не должна превышать 2,5 м/мин.Процесс подачи шланга контролируется с помощью маркировки длины на внешнейповерхности шланга.

7.87 После втягивания в реконструируемый газопровод тканевого шланга дляинициирования процесса затвердевания клея внутрь шланга из парогенератораподается паровоздушная смесь при давлении 0,1-0,3МПа с температурой 105 °С.

Избыток пара на другом конце газопровода через регулирующее сбросноеустройство сбрасывается в конденсационную емкость или атмосферу.

7.88 Продолжительность затвердевания клея зависит от диаметра ипротяженности восстанавливаемого газопровода и может составлять 4-5 ч.

7.89 После затвердевания клея во избежание отклеивания шланга отвнутренней поверхности газопровода он охлаждается подачей в газопровод воздухас давлением не выше 0,3 МПа.

Время охлаждения зависит от диаметра газопровода и температуры наружноговоздуха и может составлять от 2 до 6 ч.

7.90 Окончание охлаждения определяется достижением температуры 30 °С,измеренной на дальнем конце восстановленного участка газопровода.

7.91 По окончании охлаждения давление воздуха сбрасывается, производитсяобрезка шланга с обоих концов восстановленного участка так, чтобы расстояние отсварного шва при последующей врезке катушек было не менее 300 мм.

7.92 Восстановленный газопровод продувается воздухом с давлением 0,3 МПадля удаления конденсата, скопившегося после подачи пара, если этот процесс небыл совмещен с процессом охлаждения.

7.93 Полное удаление конденсата осуществляется путем протяжкипоролонового поршня в восстановленном участке газопровода.

7.94 После продувки восстановленный газопровод проверяется на качествовыполненных работ строительной организацией (фирмой или другим специализированнымпредприятием) в присутствии представителей эксплуатационной организациигазового хозяйства.

Проверка осуществляется при помощи видеокамеры.

При обнаружении любого видимого дефекта (разрыв тканевого шланга, еговздутие и др.) шланг извлекается из трубы следующим образом: испорченный шлангсоединяется с тросом на одном конце и осторожно и медленно вытягиваетсялебедкой в другую сторону газопровода.

Перед вытягиванием шланг по всей длине газопровода нагревается паром стемпературой 100-105 °С, послечего процесс производства работ по восстанавливаемому газопроводу повторяется.По результатам проверки составляется акт.

7.95 Качественно выполненный участок просанированного газопроводазакрывается с обеих сторон заглушками, исключающими попадание внутрь постороннихпредметов, грязи и воды. Заглушки сохраняются до момента проведения работ посоединению участков реконструированного газопровода.

7.96 Участки просанированного газопровода соединяются между собой иприсоединяются к действующему газопроводу с помощью катушек (тройников,отводов), представляющих собой отрезки стальной изолированной трубы, отвечающейтребованиям СНиП 42-01, предъявляемым к стальным газопроводам.

7.97 Для проведения сварочных работ по вварке катушек междупросанированными участками газопровода с целью исключения повреждения тканевогошланга расстояние от концов газопровода до шланга должно быть не менее 300 мм.Сварные стыки вваренных катушек должны быть проверены физическими методамиконтроля в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

7.98 В местах сварки катушек газопровод покрывается усиленнымизоляционным покрытием.

7.99 Перед вводом газопровода в эксплуатацию должна быть проведенаприборным методом проверка качества изоляционного покрытия.

7.100 Для присоединения ответвлений к реконструированному синтетическимтканевым шлангом газопроводу используются специальные механические средстваврезки, позволяющие осуществлять работы без снижения давления. Не допускаетсяпрямое воздействие пламени горелки при резке трубопровода на тканевый шланг восстановленногогазопровода.

 

8 КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РАБОТ

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

8.1 При строительстве и реконструкции газопроводов с использованиемполиэтиленовых труб (в том числе профилированных), а также синтетическихтканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея для обеспечениятребуемого уровня качества производят:

а) проверку квалификации сварщиков;

б) входной контроль качества применяемых труб, соединительных деталей исинтетических материалов;

в) технический осмотр сварочных устройств (нагревательного инструмента,сварочного центратора, торцовки, блока питания, программного устройства,вспомогательного инструмента), а также другого технологического оборудования(реверс-машины, скоростного парогенератора и т.д.);

г) систематический операционный контроль качества сборки под сварку ирежимов сварки;

д) визуальный контроль (внешний осмотр) сварных соединений иинструментальный контроль их геометрических параметров;

е) механические испытания сварных соединений;

ж) контроль сварных стыковых соединений физическими методами (принеобходимости) в соответствии с требованиями СНиП 42-01;

з) контроль качества выполненных работ при помощи видеокамеры;

и) пневматические испытания смонтированного газопровода при его сдаче вэксплуатацию в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

Проверку по пп. а, б, г следует производить по требованиям настоящегоСП.

Проверку по пп. д, е, ж, з, и следует производить по требованиям и вобъеме, предусмотренном СНиП 42-01, СП 42-101 и настоящим СП.

Проверку по п. в следует производить в соответствии с инструкцией поэксплуатации оборудования на соответствие паспортным данным.

Проверка сварочного оборудования и технологического оборудования,находящегося на сервисном обслуживании, выполняется в соответствии срекомендациями сервисного центра. Дата технического осмотра и его результатыдолжны быть отражены в журнале производства работ.

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА СВАРНЫХСОЕДИНЕНИЙ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

 

8.2 Контролю качества подвергаются сварные соединения полиэтиленовых (втом числе профилированных) труб, соответствующих требованиям СНиП 42-01 иположениям настоящего СП.

8.3 Методы контроля качества сварных соединений подразделяются наобязательные (экспресс) методы, проводимые лабораториями строительно-монтажныхорганизаций, и специальные, которые рекомендуются к использованию отраслевымииспытательными центрами в случае необходимости подтверждения результатовэкспресс-методов, проведения углубленных исследований и других целей.

8.4 Вырезку контрольных соединений из газопровода осуществляют, какправило, в период производства сварочных работ с целью исключения вварки«катушек». Контрольные соединения выполняются по требованию органов надзора вслучаях обнаружения нарушений технологии сварки.

8.5 Проверке подвергаются допускные и контрольные соединения,выполненные сварщиком в соответствии с нормами СНиП 42-01 и положенияминастоящего СП.

8.6 Сварные соединения, забракованные при внешнем осмотре и измерениях,исправлению не подлежат и должны быть из газопровода удалены.

8.7 При неудовлетворительных результатах испытаний сварных соединенийэкспресс-методами необходимо произвести проверку удвоенного числа соединенийтем же методом контроля, по которому были получены неудовлетворительныерезультаты. Если при повторной проверке хотя бы одно из проверяемых соединенийокажется неудовлетворительного качества, то сварщик отстраняется от работы инаправляется для переаттестации или проверяется сварочная техника, котораяиспользовалась для сварки этих стыков. Порядок проведения дальнейших работ нагазопроводе определяется требованиями СНиП 42-01.

8.8 Перечень методов испытаний, обязательных при проведении контролякачества сварных соединений, приведен в таблице 21.

 

Таблица 21

 

Метод испытаний

Способ сварки

Внешний осмотр

Нагретым инструментом встык. Деталями с ЗН

Испытание на осевое растяжение

Нагретым инструментом встык

Ультразвуковой контроль

То же

Пневматические испытания

Нагретым инструментом встык. Деталями с ЗН

Испытание на сплющивание

Деталями с ЗН

Испытание на отрыв

Деталями с ЗН (только для седловых отводов)

 

Обязательным методам оценки подвергаются сварные соединения, выполняемыеперед началом строительства газопроводов (допускные стыки) и отбираемые изчисла стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте строительства (контрольныестыки).

8.9 Перечень специальных методов испытаний, рекомендуемых к проведениюпри оценке качества сварных соединений, приведен в таблице 22.

 

Таблица 22

 

Метод испытаний

Способ сварки

Испытание на статический изгиб

Нагретым инструментом встык

Испытание при постоянном внутреннем давлении

Нагретым инструментом встык. Деталями с ЗН

Испытание на длительное растяжение

Нагретым инструментом встык

Испытания на стойкость к удару

Деталями с ЗН (только для седловых отводов)

 

Результаты испытаний на длительное растяжение являются факультативными.

 

ОБЯЗАТЕЛЬНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

 

Внешний осмотр

8.10 Внешнему осмотру подвергаются соединения, выполненные любымспособом сварки. Рекомендуется иметь на предприятии контрольные образцысоединений, по которым можно вести наглядное сравнение внешнего вида сварныхсоединений трубопровода. Порядок оформления контрольных образцов приведен вприложении М.

8.11 Внешний вид сварных соединений, выполненных сваркой нагретыминструментом встык, отвечает следующим требованиям:

- валики сварного шва должны быть симметрично и равномерно распределеныпо окружности сваренных труб;

- цвет валиков должен быть одного цвета с трубой и не иметь трещин, пор,инородных включений;

- симметричность шва (отношение ширины наружных валиков грата к общейширине грата) должна быть в пределах 0,3-0,7в любой точке шва. При сварке труб с соединительными деталями это отношениедопускается в пределах 0,2-0,8;

- смещение наружных кромок свариваемых заготовок не должно превышать 10% толщины стенки трубы (детали);

- впадина между валиками грата К (линия сплавления наружныхповерхностей валиков грата) не должна находиться ниже наружной поверхности труб(деталей) (см. рисунок 10);

- угол излома сваренных труб или трубы и соединительной детали не долженпревышать 5°.

8.12 Размеры валиков наружного грата швов зависят от толщины стенки иматериала свариваемых труб (деталей). В таблице 23 приведены данные, полученныепри сварке труб (деталей) из ПЭ 80, для труб (деталей) из ПЭ 100 эти размерыменьше на 15 % (см. рисунок 10).

8.13 Определение размеров валиков производится непосредственно насварном шве в условиях строительного производства. Допускается производитьопределение расположения впадины между валиками грата и замер самих валиковпосле срезания наружного грата по всему периметру трубы. Срезание наружногограта должно производиться при помощи специальных приспособлений, не наносящихповреждений телу трубы и не выводящих толщину стенки за пределы допускаемыхотклонений.

Критерии оценки внешнего вида соединений, выполненных нагретыминструментом встык, приведены в таблице 24.

8.14 Результаты внешнего осмотра и проверки размеров сварочного гратасоединений, выполненных сваркой нагретым инструментом встык, считаютположительными, если они отвечают требованиям 8.11, таблицы 23 и критериямоценки дефектов, приведенным в таблице 24.

8.15 Отдельные наружные повреждения валиков сварного шва (срезы, сколы,вдавленности от клеймения стыка) протяженностью не более 20 мм и незатрагивающие основного материала трубы считать браком не следует.

Методика определения размеров сварного стыкового соединения приведена вприложении Н.

8.16 Внешний вид сварных соединений, выполненных при помощи деталей сзакладными нагревателями, отвечает следующим требованиям:

- трубы за пределами соединительной детали должны иметь следымеханической обработки (зачистки);

- индикаторы сварки деталей должны находиться в выдвинутом положении;

- угол излома сваренных труб или трубы и соединительной детали не долженпревышать 5°;

- поверхность деталей не должна иметь следов температурной деформацииили сгоревшего полиэтилена;

- по периметру детали не должно быть следов расплава полиэтилена,возникшего в процессе сварки.

 

Таблица 23

 

Параметры наружного грата

Условное обозначение труб

SDR 11 63x5,8

SDR 11 75x6,8

SDR 17,6 90x5,2

SDR 11 90x8,2

SDR 17,6 110x6,3

SDR 11 110x10

Высота h, мм

1,5-3,0

2,0-3,5

1,5-3,0

2,5-4,5

2,0-3,5

2,5-4,5

Ширина b, мм

4,0-6,0

5,0-7,0

4,0-6,0

6,0-8,5

4,5-6,5

6,5-10,0

Параметры наружного грата

Условное обозначение труб

SDR 17,6 125x7,1

SDR 11 125x11,4

SDR 17,6 140x8,0

SDR 11 140x12,7

SDR 17,6 160x9,1

SDR 11 160x14,6

Высота h, мм

2,0-4,0

3,0-5,0

2,5-45

3,0-5,0

2,5-4,5

3,0-5,0

Ширина b, мм

5,5-7,5

8,5-12,0

6,0-8,5

9,0-13,0

6,0-9,5

10,0-15,0

Параметры наружного грата

Условное обозначение труб

SDR 17,6 180x10,2

SDR 11 180x16,4

SDR 17,6 200x11,4

SDR 11 200x18,2

SDR 17,6 225x12,8

SDR 11 225x20,5

Высота h, мм

2,5-4,5

3,5-5,5

3,0-5,0

4,0-6,0

3,0-5,0

4,5-6,5

Ширина b, мм

6,5-10,5

11,0-16,0

8,5-12,0

13,0-18,0

9,0-13,0

14,0-21,0

Параметры наружного грата

Условное обозначение труб

SDR 17,6 250x14,2

SDR 11 250x22,7

SDR 17,6 280x15,9

SDR 11 280x25,4

SDR 17,6 315x17,9

SDR 11 315x28,6

Высота h, мм

3,0-5,0

4,5-7,5

3,5-5,5

5,0-8,0

4,0-6,0

5,5-9,0

Ширина b, мм

9,5-14,5

16,5-23,5

11,0-16,5

17,0-26,0

13,0-18,0

19,0-28,0

 

8.17 Критерии оценки внешнего вида соединений, выполненных при помощиседловых отводов с закладными нагревателями, приведены в таблице 25.

Критерии оценки внешнего вида соединений, выполненных при помощи муфт,тройников, отводов и переходов с закладными нагревателями, приведены в таблице26.

Результаты внешнего осмотра сварных соединений, выполненных при помощидеталей с закладными нагревателями, считают положительными, если они отвечаюттребованиям 8.16 и критериям оценки дефектов, приведенным в таблицах 25 и 26.

 


Таблица 24

 

Оценка внешнего вида сварных стыков соединений

Графическое изображение и внешний вид соединения

Краткое описание

Критерии оценки

Соблюдение параметров сварки

1. Хороший шов с гладкими и симметричными валиками грата округлой формы

Размеры наружного грата и внешний вид шва соответствуют требованиям 8.11 настоящего Свода правил

Соблюдение всех технологических параметров сварки в пределах нормы

2. Брак.

Шов с несимметричными валиками грата одинаковой высоты в одной плоскости, но различной в противоположных точках шва

Различие по высоте более 50 % в противоположных точках шва

Превышение допустимого зазора между торцами труб перед сваркой

3. Брак.

Малый грат округлой формы

Величина наружного грата по высоте и ширине меньше верхних предельных значений, приведенных в таблице 23 настоящего Свода правил

Недостаточное давление при осадке шва или малое время прогрева

4. Брак.

Большой грат округлой формы

Величина наружного грата по высоте и ширине больше верхних предельных значений, приведенных в таблице 23 настоящего Свода правил

Чрезмерное время прогрева или повышенная температура нагревателя

5. Брак.

Несимметричный грат по всей окружности шва

Различие по высоте и ширине валиков грата по всей окружности шва превышает 40 %

Различный материал свариваемых труб или деталей (ПЭ 63 с ПЭ 80) или различная толщина стенки труб ПЭ 80 с ПЭ 100

I

6. Брак.

Высокий и узкий грат, как правило, не касающийся краями трубы

Высота валиков грата больше или равна его ширине

Чрезмерное давление при осадке стыка при пониженной температуре нагревателя

7. Брак.

Малый грат с глубокой впадиной между валиками

Устье впадины расположено ниже наружной и выше внутренней образующих труб

Низкая температура нагревателя при недостаточном времени прогрева

8. Брак.

Неравномерность (асимметричность) валиков грата

Различие по высоте валиков грата в одной плоскости более 40 % с одновременным смещением образующих труб более 10 % толщины стенки

Смещение труб относительно друг друга

9. Брак.

Неравномерное распределение грата по периметру шва

Высота грата в месте неравномерного выхода больше его ширины, впадина между валиками грата нечетко выражена или отсутствует. В противоположной точке шва грат имеет размеры, меньшие на 50 % и более

Смещение нагревателя в процессе прогрева

10. Брак.

Шов с многочисленными наружными раковинами по всему периметру с концентрацией по краям грата с возможными следами поперечного растрескивания

Многочисленные раковины, расположенные вплотную друг к другу

Чрезмерная температура нагревателя, значение которой выше температуры деструкции данной марки полиэтилена


Таблица 25

 

Оценка внешнего вида седловых отводов с закладными нагревателями

Графическое изображение и внешний вид соединения

Краткое описание

Критерии оценки

Соблюдение параметров сварки

1. Хорошее соединение, отвод плотно облегает поверхность трубы

Гладкая поверхность отвода без искривлений и зазоров

Соблюдение технологических операций и параметров сварки в пределах нормы

2. Брак.

Зазор между охватывающей частью седлового отвода и трубой

Более 0,3 мм

Чрезмерная обработка поверхности трубы или недостаточное усилие прижатия отвода

3. Брак.

Температурная деформация наружной поверхности отвода

Появление гофра на поверхности

Чрезмерное время нагрева или напряжение питания


Таблица 26

 

Оценка внешнего вида седловых отводов с закладными нагревателями

Графическое изображение и внешний вид соединения

Краткое описание

Критерии оценки

Соблюдение параметров сварки

1. Хорошее соединение, деталь плотно охватывает концы свариваемых труб

Гладкая поверхность детали без видимых зазоров

Соблюдение технологических операций и параметров сварки в пределах нормы

2. Брак.

Зазор между охватывающей частью детали и трубой

Более 0,3 мм

Чрезмерная обработка поверхности трубы или эллипсность трубы

3. Брак.

Непараллельность (искривление осей трубы и детали)

Более 2,0 мм на длине L = 3de

Недостаточное заглубление концов труб внутрь детали или деформация соединения до его остывания

4. Брак.

Частичное появление расплава полиэтилена по торцам детали

Не допускается

Сдвиг трубы в процессе сварки или смещение спирали

5. Брак.

Индикаторы сварки в исходном положении

Не допускается

Недостаточное время сварки или недостаточное напряжение, подаваемое на спираль детали

6. Брак.

Местное расплавление поверхности детали

Не допускается

Чрезмерное время нагрева или напряжение питания


Внешний вид труб из полиэтилена

ПЭ 80 (газ)

ПЭ 80 (газ)

ПЭ 100 (газ)

ПЭ 100 (газ)

См. маркировку на трубе

Вода

Вода

 

Испытания на осевое растяжение

8.18 Испытаниям на осевое растяжение подвергаются соединения,выполненные сваркой нагретым инструментом встык.

Критерием определения качества сварного соединения, выполненного сваркойвстык, является характер разрушения образцов.

Различают три типа разрушения:

- тип I - наблюдается после формирования«шейки» - типичного суженияплощади поперечного сечения образца во время растяжения на одной из половиниспытываемого образца. Разрушение наступает, как правило, не ранее чем придостижении относительного удлинения более 50 % и характеризует высокуюпластичность. Линия разрыва проходит по основному материалу и не пересекаетплоскость сварки;

- тип II - отмечается при достижении пределатекучести в момент начала формирования «шейки». Разрушение наступает принебольших величинах относительного удлинения, как правило, не менее 20 и неболее 50 % и характеризует низкую пластичность. Линия разрыва пересекаетплоскость сварки, но носит вязкий характер;

- тип III - происходит до достижения пределатекучести и до начала формирования «шейки». Разрушение наступает при удлиненииобразца, как правило, не более 20 % и характеризует хрупкое разрушение. Линияразрыва проходит точно по плоскости сварки.

8.19 Результаты испытания считаются положительными, если при испытаниина осевое растяжение не менее 80 % образцов имеют пластичный характерразрушения I типа. Остальные 20 % образцов могут иметьхарактер разрушения II типа. Разрушение III типа не допускается.

При хрупком разрыве по шву для определения причин разрушенияанализируются характер излома и дефекты шва.

8.20 При испытании на осевое растяжение определяют также относительноеудлинение при разрыве (по ГОСТ 11262, за исключением п. 1.5 и п. 4.2, последнийабзац). По результатам испытаний составляют протокол в соответствии сприложением Ц СП 42-101.

Методика проведения испытаний образцов сварных стыковых соединений наосевое растяжение приведена в приложении П.

 

Ультразвуковой контроль

8.21 Ультразвуковому контролю подвергаются соединения полиэтиленовыхтруб, выполненные сваркой нагретым инструментом встык и соответствующиетребованиям визуального контроля (внешнего осмотра).

Количество сварных соединений, подвергаемых ультразвуковому контролю,следует определять по нормам СНиП 42-01 в зависимости от условий прокладкигазопровода и степени автоматизации сварочной техники.

8.22 К выполнению работ по ультразвуковому контролю допускаютсяспециалисты, имеющие сертификат установленной формы на право проведенияконтроля не ниже второго уровня квалификации по акустическим методам контроля,а также удостоверение о дополнительном обучении по контролю сварных стыковыхсоединений полиэтиленовых газопроводов.

8.23 С помощью ультразвукового контроля должны выявляться внутренниедефекты типа несплавлений, трещин, отдельных или цепочек (скоплений) пор,включений.

Критерии оценки качества при помощи ультразвукового контроля сварныхстыковых соединений полиэтиленовых труб приведены в приложении Р.

8.24 Дефекты сварных стыковых соединений полиэтиленовых газопроводов порезультатам ультразвукового контроля относят к одному из следующих видов:

- одиночные (поры, механические включения, примеси);

- протяженные (несплавления, трещины, удлиненные поры и включения,цепочки или скопления пор, включений).

8.25 Оценка качества сварных стыковых соединений полиэтиленовыхгазопроводов производится по следующим признакам:

- максимально допустимой площади дефекта (амплитудный критерий);

- по условной протяженности дефекта (амплитудно-временной критерий);

- по количеству допустимых дефектов на периметре стыка.

Предельно допустимые размеры и количество дефектов приведены вприложении С.

В случае определения разных значений условной протяженности дефекта приконтроле сварного шва с двух его сторон оценка качества производится побольшему из них.

Результаты ультразвукового контроля оформляют в виде протокола проверкисварных стыков газопровода ультразвуковым методом, в соответствии с приложениемШ СП 42-101.

 

Пневматические испытания сварных соединений

8.26 Пневматическим испытаниям подвергаются сварные соединения,выполненные как сваркой нагретым инструментом встык, так и сваркой с помощьюдеталей с закладными нагревателями. Пневматические испытания соединенийпроводятся одновременно с испытаниями всего построенного газопровода всоответствии с требованиями СНиП 42-01 и положениями раздела «Испытания иприемка газопроводов» настоящего СП и СП 42-101.

 

Испытание на сплющивание

8.27 Испытаниям на сплющивание подвергают соединения, полученные сваркойпри помощи деталей муфтового типа (муфт, переходов, отводов, тройников,заглушек и т.п.) с закладными нагревателями.

Испытания проводят на образцах-сегментах путем сжатия труб у торцасоединения до величины, равной двойной толщине стенки.

8.28 Стойкость сварного шва к сплющиванию характеризуется процентомотрыва, который является отношением длины сварного шва, не подвергнувшейсяотрыву, к полной длине сварного шва в пределах одной трубы. Результатыиспытаний считают положительными, если на всех испытанных образцах отрыв не наблюдалсяили если отношение длины шва, не подвергнутой отрыву, к общей измеренной длинешва составляет не менее 40 %.

Методика проведения испытаний сварных соединений на сплющиваниеприведена в приложении Т.

 

Испытание на отрыв

8.29 Испытаниям на отрыв подвергают сварные соединения труб и седловыхотводов с закладными нагревателями.

Сварное соединение подвергается испытанию целиком и продолжается дополного отделения седлового отвода от трубы.

8.30 В результате испытания соединения излом в месте сварки седловогоотвода с трубой должен иметь полностью или частично пластичный характерразрушения по замкнутому периметру сварного шва. Хрупкое разрушение недопускается. В процессе проведения испытаний фиксируется также разрушающаянагрузка.

Методика проведения испытания сварных соединений на отрыв приведена вприложении У.

 

СПЕЦИАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ

 

Испытание на статический изгиб

8.31 Испытаниям на статический изгиб подвергаются соединения,выполненные сваркой нагретым инструментом встык.

Испытания проводят на образцах-полосках с расположенным по центрусварным швом.

При испытании на статический изгиб определяется угол изгиба образца, прикотором появляются первые признаки разрушения. Результаты испытания считаютсяположительными, если испытываемые образцы выдерживают без разрушения ипоявления трещин изгиб на угол не менее 160°.

Методика проведения испытаний приведена в приложении Ф.

 

Испытание при постоянном внутреннем давлении

8.32 Испытаниям при постоянном внутреннем давлении подвергаются сварныесоединения, выполненные как сваркой нагретым инструментом встык, так и сваркойпри помощи деталей с закладными нагревателями.

Испытания проводятся в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50838 иметодикой ГОСТ 24157.

8.33 При испытании определяется стойкость при постоянном внутреннемдавлении в течение заданного промежутка времени при нормальной и повышеннойтемпературах и определенной величине начального напряжения в стенке трубы.

Результаты испытаний считаются положительными, если все испытуемыеобразцы не разрушились до истечения контрольного времени испытания илиразрушился один из образцов, но при повторных испытаниях ни один из образцов неразрушился.

Методика проведения испытаний на внутреннее давление приведена вприложении X.

 

Испытание на длительное растяжение

8.34 Испытание сварных соединений на длительное растяжение проводитсядля определения длительной несущей способности сварных соединений, выполненныхсваркой нагретым инструментом встык.

Одновременно с испытанием оцениваемых образцов сварных швов при тех жеусловиях испытывают образцы других сварных соединений, сваренных приоптимальных параметрах сварки (базовые стыки). Образцы оцениваемых сварныхсоединений и базовые стыки должны быть изготовлены из одной марки материала иодной партии труб.

8.35 Испытания проводят до появления трещин не менее чем у 50 %испытываемых образцов. Результаты испытания сравниваются по среднему значениювремени до появления трещин.

По мере проведения испытаний образцы должны подвергаться периодическомувнешнему осмотру с целью выявления хрупкого излома и трещин в зоне шва. Изломыв области зажимов не учитываются.

Результаты испытания считаются положительными, если образцы оцениваемыхсварных соединений имеют среднее значение времени до появления трещин не нижезначений, полученных для базовых стыковых соединений.

Методика проведения испытаний приведена в приложении Ц.

 

Испытание на стойкость к удару

8.36 Испытаниям на стойкость к удару подвергаются соединения,выполненные при помощи крановых седловых отводов.

Испытания проводят на образцах в виде патрубков с расположеннымпосередине седловым отводом.

При испытании на стойкость к удару определяется способность образцавыдержать внутреннее пневматическое давление (0,6 ± 0,05) МПа в течение 24 чпосле нанесения по нему двух ударов падающим грузом массой (5,0 ± 0,05) кг.

8.37 Результаты испытания считаются положительными, если оцениваемыеобразцы выдерживают испытание при отсутствии видимых разрушений иразгерметизации.

Методика проведения испытаний приведена в приложении Ш.

 

ТРЕБОВАНИЯ К КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ ПРОФИЛИРОВАННЫХ ТРУБ И СТАЛЬНЫХ, ВОССТАНОВЛЕННЫХСИНТЕТИЧЕСКИМ ТКАНЕВЫМ ШЛАНГОМ И СПЕЦИАЛЬНЫМ ДВУХКОМПОНЕНТНЫМ КЛЕЕМ

 

8.38 Проверка качества реконструированных газопроводов методом протяжки полиэтиленовыхпрофилированных труб проводится в соответствии с 7.68 настоящего СП. Контролькачества сварных соединений - всоответствии с требованиями, предъявляемыми к соединениям деталями с закладныминагревателями.

8.39 Проверка качества реконструированных газопроводов с использованиемсинтетического тканевого чулка и специального двухкомпонентного клея проводитсяв соответствии с 7.94 настоящего СП. Контроль качества сварных соединений - в соответствии с требованиями СНиП42-01 и положениями СП 42-101, СП 42-102.

 

9 ИСПЫТАНИЯ И ПРИЕМКА ГАЗОПРОВОДОВ

 

ИСПЫТАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

 

9.1 Границы участков и схема проведения испытаний определяются рабочейдокументацией (ПОС). Испытания газопроводов производят при температуре трубы нениже минус 15 °С.

9.2 Предварительные испытания полиэтиленовых трубопроводов нагерметичность проводят перед их укладкой (протяжкой) при бестраншейных методахстроительства и реконструкции. Испытания при этом рекомендуется проводить втечение 1 ч.

Подготовленные участки (плети, бухты или катушки) полиэтиленовыхгазопроводов испытывают на герметичность в соответствии с требованиями СНиП42-01 к данной категории газопровода и положениями СП 42-101.

Результаты испытания следует считать положительными, если в периодиспытания давление в газопроводе не меняется (нет видимого падения давления поманометру).

9.3 Окончательные испытания полиэтиленовых газопроводов на герметичностьпроизводят после полной (до проектных отметок) засыпки траншеи или послепротяжки полиэтиленовой плети в соответствии с требованиями СНиП 42-01 к даннойкатегории газопровода и положениями СП 42-101.

9.4 Дефекты, обнаруженные в процессе испытания газопроводов нагерметичность, можно устранять только после снижения давления до атмосферного.

Для обнаружения места утечки газопровод освобождается от присыпки вместах нахождения сварных соединений, протянутая плеть извлекается из стальногокаркаса (футляра) и принимаются меры по выявлению и устранению дефекта(поврежденного участка или стыка). После устранения дефектов испытанияпроводятся повторно.

9.5 Испытания реконструированных газопроводов с использованиемполиэтиленовых профилированных труб или синтетических тканевых шланговпроводятся после проверки на качество выполненных работ при помощи видеокамерыи соединения нескольких разделенных для проведения санации (протяжки) участковв один.

Если восстанавливаемый синтетическими тканевыми шлангами газопроводразделен на несколько испытываемых участков, то монтажные стыки, их соединяющие(сваренные после испытаний), проверяют физическими методами контроля.

9.6 Испытанный участок (плеть) присоединяется к действующим участкамстального газопровода в самое холодное время суток для снижения напряжений втрубах от воздействия температурных перепадов.

9.7 Герметичность сварных швов на смонтированных узлах соединений«полиэтилен-сталь» проверяетсярабочим давлением газа с использованием газоиндикаторов.

9.8 Герметизация концов полиэтиленовых трубных плетей при продувке ииспытаниях, а также подключение компрессорных установок к газопроводупроизводятся через разъемные фланцевые соединения, соединения «полиэтилен-сталь» или механические заглушкимногократного использования, оснащенные патрубками для установки манометра ипод закачку воздуха.

9.9 До проведения испытаний на герметичность необходимо произвестиследующие работы:

- изоляцию стальных участков в соответствии с СП 42-102;

- заделку концов стальных участков (футляров) в соответствии стребованиями проекта;

- засыпку приямков и мест открытой прокладки.

9.10 Засыпка котлованов и открытых участков полиэтиленовых трубпроизводится в соответствии с положениями СП 42-101 и раздела «Особенностипроектирования наружных газопроводов из полиэтиленовых труб» настоящего СП.

 

ОСОБЕННОСТИ ПРИЕМКИ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ И РЕКОНСТРУИРОВАННЫХИЗНОШЕННЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

9.11 Приемка новых и реконструированных газопроводов проводится всоответствии с требованиями СНиП 42-01 и положениями СП 42-101.

9.12 При приемке новых полиэтиленовых газопроводов и реконструированныхметодом протяжки полиэтиленовых труб изношенных газопроводов приемочнойкомиссии предъявляются:

- проектная документация в полном объеме;

- акт разбивки трассы;

- исполнительные чертежи (план, профиль) газопровода с указанием егограниц (пикетажа);

- строительный паспорт газопровода, включая акт испытания его нагерметичность;

- российские сертификаты или технические свидетельства на примененныематериалы (полиэтиленовые трубы, фитинги и т.д.).

9.13 При приемке реконструированных изношенных газопроводов методомпротяжки полиэтиленовых профилированных труб приемочной комиссии предъявляются:

- проектная документация в полном объеме;

- акт разбивки трассы;

- исполнительные чертежи (план, профиль) восстановленного участкагазопровода с указанием его границ (пикетажа);

- акты приемки внутренней полости газопровода, подлежащегореконструкции, и после реконструкции;

- строительный паспорт газопровода, включая акт испытания его нагерметичность;

- российские сертификаты или технические свидетельства на примененныематериалы (полиэтиленовую профилированную трубу, фитинги и т.д.).

9.14 При приемке реконструированных изношенных газопроводов сиспользованием синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентногоклея приемочной комиссии предъявляются:

- проектная документация в полном объеме;

- акт разбивки трассы;

- акт проведения внеочередного технического обследования подлежащегореконструкции участка газопровода;

- исполнительные чертежи (план, профиль) восстановленного участкагазопровода с указанием его границ (пикетажа);

- акт приемки внутренней полости газопровода, подлежащеговосстановлению;

- строительный паспорт газопровода, включая акт испытания его нагерметичность;

- российские сертификаты или технические свидетельства на примененныематериалы (тканевый шланг, клей и др.).

9.15 При выполнении работ по реконструкции с участием зарубежных фирмприемочной комиссии предъявляются техническое свидетельство на примененныематериалы и технологию, а также гарантийное обязательство сроком не менее двухлет, гарантирующее качество примененных материалов, качество и надежностьпроизведенных работ и другие условия, оговоренные контрактом.

9.16 Сведения о методе проведенной реконструкции изношенного подземногогазопровода заносятся в его эксплуатационный паспорт.

9.17 После приемки газопровода он подключается к действующей газовойсети в соответствии с требованиями примененной технологии.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное)

 

ПОЛИЭТИЛЕНОВЫЕ ГАЗОВЫЕ ТРУБЫ, СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И ИХПРОИЗВОДИТЕЛИ

 

Таблица А.1 - Сортаментполиэтиленовых труб для подземных газопроводов по ГОСТ Р 50838

Размеры в мм

Наружный диаметр

SDR

Овальность, не более, труб

17,6

11

в отрезках

в бухтах, катушках для SDR

Толщина стенки

Номин.

Пред. откл.

Номин.

Пред. откл.

Номин.

Пред. откл.

17,6

11

20

+0,3

-

-

3,0

+0,4

0,5

-

1,2

25

+0,3

-

-

3,0

+0,4

0,6

-

1,5

32

+0,3

-

-

3,0

+0,4

0,8

-

2,0

40

+0,4

-

-

3,7

+0,5

1,0

-

2,4

50

+0,4

-

-

4,6

+0,6

1,2

-

3,0

63

+0,4

-

-

5,8

+0,7

1,5

-

3,8

75

+0,5

4,3

+0,6

6,8

+0,8

1,6

11,3

4,5

90

+0,6

5,2

+0,7

8,2

+1,0

1,8

13,5

5,4

110

+0,7

6,3

+0,8

10,0

+1,1

2,2

16,5

6,6

125

+0,8

7,1

+0,9

11,4

+1,3

2,5

18,8

7,5

140

+0,9

8,0

+0,9

12,7

+1,4

2,8

21,0

8,4

160

+1,0

9,1

+1,1

14,6

+1,6

3,2

24,0

9,6

180

+1,1

10,3

+1,2

16,4

+1,8

3,6

27,0

10,8

200

+1,2

11,4

+1,3

18,2

+2,0

4,0

-

-

225

+1,4

12,8

+1,4

20,5

+2,2

4,5

-

-

Примечания:

1. Номинальный наружный диаметр соответствует минимальному среднему наружному диаметру.

2. Овальность труб определяют на предприятии-изготовителе.

3. Трубы изготавливают в прямых отрезках, бухтах и на катушках, а трубы диаметром 200 и 225 мм выпускают только в прямых отрезках. Длина труб в прямых отрезках должна быть от 5 до 24 м с кратностью 0,5 м, предельное отклонение длины от номинальной - не более 1 %. Допускаются в партии труб в отрезках до 5 % трубы длиной менее 5 м, но не менее 3 м.

 

Таблица А.2 -Производители полиэтиленовых газовых труб и соединительных элементов

 

Фирма-производитель

Перечень выпускаемой продукции

Plasson Ltd.

Maagan Michael D.N. Menache 37805, Israel,

www.plasson.com.

Тел: (095) 782-88-92,

факс (095) 191-32-57,

e-mail: sales@plasson.co.il

Соединительные детали из ПЭ 100 диаметрами от 20 до 400 мм системы FUSAMATIC и штрих-коды для газоснабжения, сварочное оборудование и инструменты

Холдинг ЕВРОТРУБПЛАСТ

(ЗАО «Завод АНД Газтрубпласт»; ООО «Климовский трубный завод»; ООО «Чебоксарский трубный завод»; СП «Брюгг-Пласт»; СП «Голан-Пласт»; НТЦ «Пластик»)

Тел. (095) 745 6857, факс 440 0200,

e-mail: gaztrubplast@polyplastic.ru

Трубы газовые из ПЭ 80 и ПЭ 100, ГОСТ Р 50838; трубы из ПЭ 100 для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа, ТУ 2248-017-40270293; трубы из полиэтилена для газопроводов больших диаметров, ТУ 2248-018-40270293; фитинги и сварочное оборудование. Трубы напорные из полиэтилена диаметром от 10 до 1200 мм, сварные фитинги для труб до диаметра 1200 мм

ОАО «Тамбовмаш»

Россия, 392010, г. Тамбов,

ул. Монтажная, 10

Тел.: (0752) 53 77 30, 53 65 62,

факс 35 23 17

www.oaotambovmash.tamb.ru

E-mail: tmash@bk.ru

tambovmash@pub.tmb.ru

Трубы напорные из полиэтилена для подземных газопроводов, транспортирующих горючие природные газы для промышленного и коммунально-бытового использования. Изготавливаются по ГОСТ Р 50838, номинальный наружный диаметр 20, 25, 32, 40, 50, 110 и 160 мм. Поставляются в прямых отрезках, бухтах и на катушках. Трубы напорные из полиэтилена низкого давления диаметром от 25 до 160 мм для трубопроводов, транспортирующих воду, воздух, и другие жидкие и газообразные вещества, к которым полиэтилен химически стоек. Изготавливаются по ГОСТ 18599. Поставляются в прямых отрезках, бухтах и на катушках

FRIATEC AG, Отделение Технические пластмассы

Steinzeugstrae, 50

68229 Mannchem Germany

tel.: +49/621/4861705

fax: +49/621/479196

www.friatec.de

Представительство в Москве:

117312, Москва, ул. Губкина 14, оф. 32

Тел.: (095) 234 0476; 129 8002,

факс: (095) 234 0479

www.friatec.ru

FRIALEN® - система соединительных элементов для электромуфтовой сварки труб из ПЭ, включающая муфты диаметром от 20 до 710 мм, фасонные изделия всех типов, седловые отводы, арматуру и вентили для врезки под давлением, шаровые краны из ПЭ, переходные элементы металл/ПЭ, специальные изделия для реконструкции и ремонта трубопроводов из ПЭ.

FRIAMAT® - универсальные полиэтиленовые аппараты для электромуфтовой сварки труб из ПЭ, полный набор инструмента для снятия оксидного слоя с труб диаметром от 20 до 710 мм, специальное оборудование

ООО «ВАВИН-РУС»

125080, Москва, ул. Врубеля, д. 12,

Бизнес-центр «Сокол-2»

Тел. 937 8696, факс. 937 8697

E-mail: mos@wavin.ru

www.wavin.ru

Трубы газовые из ПЭ 80 и ПЭ 100, SDR 11, 17 диаметром от 25 до 630 мм (Германия, Польша).

Фитинги из полиэтилена для электромуфтовой и стыковой сварки распределительных газопроводов (Швейцария).

Трубы напорные для хозяйственно-бытового водоснабжения из ПЭ 80 и ПЭ 100, SDR 11, 17, 26 диаметром от 16 до 1600 мм (Германия, Польша, Дания).

Фитинги и фасонные части из полиэтилена для электромуфтовой и стыковой сварки трубопроводов (Швейцария, Германия, Польша, Дания)

ОАО «Казаньоргсинтез»

Россия, Республика Татарстан,

420051, г. Казань, ул. Беломорская, д. 101

Тел. (8432) 43-71-13, 49-85-10,

факс (8432) 42-51-54, 13-89-14,

телетайп: 224168 СИНТЕЗ

E-mail: market@kos.ru

www.kazanorgsintez.ru

Трубы напорные из полиэтилена низкого давления марки ПЭ 80 для газопроводов:

по ГОСТ Р 20838 Æ 63, 110, и 225 мм SDR 11 и 17,6;

Æ 315 SDR 11 и 17,6.

Цвет - черный (с желтой маркировочной полиэтиленовой лентой с надписью «ОСТОРОЖНО ГАЗ») или черный с желтыми маркировочными полосами.

Трубы Æ до 32 мм включительно поставляются в бухтах, Æ 40- 160 мм в бухтах и отрезках длиной от 6 до 12 м, трубы Æ свыше 160 мм поставляются в отрезках длиной от 6 до 12 м.

Детали соединительные с удлиненными хвостовиками: втулки под фланец, тройники равнопроходные, отводы 90°, переходы (Æ 63, 110, 160 и 225 мм SDR 11 и 17,6), изготовленные методом литья под давлением.

Детали соединительные с приваренными отрезками труб: тройники равнопроходные, отводы 90° (Æ 63, 110, 160 и 225 мм SDR 11 и 17,6), переходы Æ до 630 мм, втулки под фланец Æ до 630 мм. Втулки под фланец для труб большого Æ 315-1200 мм, переходы 315x225, 400x315, 500x400. Детали соединительные сварные Æ 315-500 мм, отводы, тройники, неравнопроходные тройники, изготовленные методом стыковой сварки из отрезков труб. Возможно изготовление узлов различной конструкции из соединительных деталей и труб диаметром до 500 мм методом стыковой сварки.

Система качества сертифицирована на соответствие UNI EN ISO 9001:2000 DNV Италия № CERT-04934-99-AQ-MIL-SINCERT, ВНИИС-СЕРТ-СК № РОСС RU.ИC 11.К 00085.

Трубы напорные из полиэтилена низкого давления для строительства трубопроводов хозяйственно-бытового водоснабжения, а также для транспортирования жидких и газообразных веществ, к которым полиэтилен химически стоек:

по ГОСТ 18599 из полиэтилена марки ПЭ 63: диаметр от 10 до 32 мм тип SDR 11 (для номинальных давлений до 10 кгс/см2); диаметр от 40 до 500 мм типы SDR 11; SDR 17,6; SDR 26 (для номинальных давлений от 4 до 10 кгс/см2); диаметр 630-800 типы SDR 17,6, SDR 26 (для номинальных давлений от 4 до 6 кгс/см2; диаметры 900-1200 типы SDR 26 (для номинальных давления до 4 кгс/см2);

по ГОСТ 18599 из полиэтилена марки ПЭ 80: диаметр от 20 до 32 мм SDR 11 и 13,6 (для номинальных давлений от 12,5 до 10 кгс/см2); диаметр от 40 до 500 мм SDR 9, 11, 13,6, 17 и 21 (для номинальных давлений 16, 12,5, 10, 8, 6,3 кгс/см2 соответственно); диаметр 630-800 SDR 13,6, 17 и 21 (для номинальных давлений 10, 8, 6,3 кгс/см2 соответственно); диаметры 900-1200 SDR 21 и 26 (для номинальных давлений 6,3 и 5 кгс/см2 соответственно)

ЗАО «ОПС-Шилово»

391500, Рязанская область,

п. Шилово, ул. Рязанская, б/н

Тел. (09136) 223 51, факс 218 09, 224 72

Трубы из ПЭ 80 для газопроводов по ГОСТ Р 50838: SDR 11 Æ 32, 63, 110, 160, 225; SDR 17,6 Æ 110, 160,225

ОАО «ЗАПСИБГАЗПРОМ»

625026, Россия,

г. Тюмень, ул. Республиканская, 143А

Тел. (3452) 398-418, 398-607

Тел/факс (3452) 798-755, 398-113

www.zsgp.ru

zsgp@zsgp.ru

Трубы полиэтиленовые (диаметром 20-315 мм) для газопроводов;

трубы напорные из полиэтилена для трубопроводов различного назначения, в том числе для питьевого водоснабжения (диаметром от 16 до 630 мм);

трубы из полиэтилена со скользящим внутренним слоем для защиты волоконнооптических кабелей;

трубы полиэтиленовые армированные нитями на рабочее давление 1,98-7,17 МПа; 5,8-19,0 МПа;

литые соединительные детали (угольники, тройники, переходы, заглушки) диаметром 32-225 мм;

сварные соединительные детали (угольники, тройники) диаметром 315-630 мм;

электромуфты диаметром 32-250 мм для сварки труб;

седелки крановые для врезки в действующие газопроводы (трубопроводы) диаметром 63, 110 и 160 мм с отводящим патрубком диаметром 32 и 63 мм;

неразъемные соединения труб со стальными диаметром 16-630 мм, позволяющие применение металлической арматуры в полиэтиленовых трубопроводах

ОАО «Ливныпластик»

Россия, 303738,

г. Ливны, Орловская обл.,

ул. Гайдара, 2А

Тел/факс: (08677) 3 2545, 3 4202,

3 2774, 3 4848

Тел.: 3 2545, 3 1580

E-mail: livnyplast@liv.orel.ru

www.livplast.nm.ru

Трубы газовые из ПЭ 80 по ГОСТ 50838

SDR 17,6: Æ 110, 160 мм,

SDR 11: Æ 32, 63, 110, 160 мм.

Трубы Æ 32-110 мм изготавливаются в бухтах, Æ 160 мм в отрезках по 6-12 м.

Соединительные элементы литые: отвод 90° SDR 11 Æ 63, 110, 160 мм; тройник неравнопроходный SDR 11 63x32 и 110x63; тройник SDR 11 160x110

ОАО «Борисовский завод пластмассовых изделий»

Республика Беларусь,

222120, г. Борисов-3 Минская обл.,

ул. Даумана, 97

Тел.: (10 375 1777) 4 4807, 4 4809, 3 4356

Факс: 5 2696, 4 3610

E-mail: bzpi@bzpi.com

www.bzpi.com

Трубы газовые из ПЭ 80 по ГОСТ Р 50838:

SDR 11 Æ 20, 32, 63, 90, 110, 160, 225; SDR 17,6 Æ 90, 110, 160, 225.

Фитинги для газопроводов из ПЭ 80: тройники, угольники, отводы, втулки и др.

Соединительные детали: электромуфты Æ 32, 63; соединения ПЭ-сталь Æ 32, 63, 110, 160; электротройники 63x32

ЗАО «Трубопласт»

446201, Самарская обл.,

г. Новокуйбышевск, промзона,

ОАО «Трубоизоляция»

Тел/факс: (84635) 7 3440,

тел.: 4 7346, 4 7231, 4 7612

Трубы напорные из ПЭ 80 и ПЭ 100 для подземных газопроводов по ГОСТ Р 50838 Æ 32, 63, 90, 110, 160, 225, 315, трубы из полиэтилена для газопроводов большого диаметра

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(рекомендуемое)

 

МАРКИРОВКА ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ПРОФИЛИРОВАННЫХ ТРУБ

 

В сопроводительных документах на полиэтиленовые профилированные трубыуказываются:

- нормативный документ, на основании которого были изготовлены трубы;

- сокращенное наименование труб;

- наружный диаметр и толщина стенки трубы (SDR);

- транспортируемая среда и ее рабочее давление;

- марка полиэтилена;

- показатель текучести расплава;

- завод-изготовитель;

- номер линии, производящей трубы;

- дата изготовления;

- метраж.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(справочное)

 

БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН И ЕДИНИЦЫ ИХ ИЗМЕРЕНИЯ,ПРИНЯТЫЕ В РАСЧЕТАХ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

 

MRS

- минимальная длительная прочность, МПа;

МОР

- максимальное давление, допускаемое для постоянной эксплуатации, МПа;

SDR

- стандартное размерное отношение;

В

- ширина траншеи на уровне верха газопровода, м;

С

- коэффициент запаса прочности;

D

- параметр жесткости сечения газопровода, МПа;

E(te)

- модуль ползучести материала труб при температуре эксплуатации te, МПа;

Егр

- модуль деформации грунта засыпки, МПа;

Н0

- высота грунта, закрепляемого НСМ, м;

Ркр

- критическая величина внешнего давления, МПа;

Qnp

- вес одного пригруза, Н;

Q

- полная погонная эквивалентная нагрузка, Н/м;

сгр

- удельное сцепление грунта засыпки, Н/м2;

de

- наружный диаметр газопровода, м;

е

- коэффициент пористости грунта засыпки;

g

- ускорение свободного падения, м/с2;

hm

- расстояние от верха трубы до поверхности земли, м;

hw

- высота столба грунтовых вод над верхней образующей газопровода, м;

lпр

- расстояние между пригрузами, м;

р

- рабочее давление, МПа;

pw

- гидростатическое давление воды, МПа;

pe

- внешнее радиальное давление, МПа;

qq

- собственный вес единицы длины газопровода, Н/м;

qm

- давление грунта на единицу длины газопровода, Н/м;

qw

- выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода, Н/м;

qизг

- нагрузка от упругого отпора газопровода, Н/м;

qv

- интенсивность равномерно распределенной нагрузки на поверхности грунта, Н/м2;

qт

- нагрузка от транспортных средств на уровне заложения газопровода, Н/м2;

a

- коэффициент линейного теплового расширения материала труб, °С-1;

b

- угол поворота оси газопровода, рад.;

ga

- коэффициент надежности устойчивого положения газопровода;

gb

- коэффициент надежности по материалу пригруза;

gт

- коэффициент надежности по нагрузке от транспорта;

Dt

- температурный перепад, °С;

m

- коэффициент Пуассона материала труб;

r

- радиус упругого изгиба газопровода, м;

rm

- плотность грунта, кг/м3;

rw

- плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3;

rb

- плотность материала пригруза, кг/м3;

rгр

- плотность частиц грунта, кг/м3;

sпрF, sпрS

- продольные фибровые напряжения соответственно от силового и совместного силового и деформационного нагружений, сейсмического воздействия (для сейсмических районов), МПа;

sпрNS

- продольное осевое напряжение от совместного силового и деформационного нагружений, сейсмического воздействия (для сейсмических районов), МПа;

s

- напряжение в стенке трубы, МПа;

j

- угол внутреннего трения грунта, град.

 

ЗНАЧЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ МАССЫ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

(Извлечение из ГОСТ Р 50838)

 

Номинальный наружный диаметр de, мм

Расчетная масса mq 1 м труб, кг

SDR 17,6

SDR 11

20

-

0,162

25

-

0,209

32

-

0,276

40

-

0,427

50

-

0,663

63

-

1,05

75

0,97

1,46

90

1,40

2,12

110

2,07

3,14

125

2,66

4,08

140

3,33

5,08

160

4,34

6,70

180

5,52

8,43

200

6,78

10,40

225

8,55

13,20

Примечание - Расчетная масса 1 м труб вычислена при плотности полиэтилена 95 кг/м3 с учетом половины допусков на толщину стенки и средний наружный диаметр.

 

МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ РАБОЧИЕ ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ ГОРОДСКИХ ИМЕЖПОСЕЛКОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ТРУБ

(Извлечение из ГОСТ Р 50838)

 

Коэффициент запаса прочности С

Максимальное рабочее давление МОР, 105 Па (бар), при использовании труб из

ПЭ 80 (MRS 8,0)

ПЭ 100(MRS 10,0)

SDR 17,6

SDR 11

SDR 17,6

SDR 11

2,5

3,9

6,4

4,8

8,0

2,8

3,4

5,7

4,3

7,1

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

 

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

 

1 Определение необходимой величины балластировки

 

1.1 Балластировка пригрузами

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.

Газопровод диаметром de- 0,225 м; материал ПЭ 80, SDR 17,6;рабочее давление р = 0,3 МПа; температура эксплуатации - 0 °С; температурный перепад Dt =-20 °С; проектируемый срок эксплуатации -50 лет; радиус упругого изгиба газопровода r = 13,5 м; угол поворота осигазопровода b = 0,262рад.; вес одного пригруза Qпр= 4000 Н; плотность материала пригруза rb = 2400 кг/м3; плотность воды сучетом растворенных в ней солей rw = 1040 кг/м3.

Определяем величины E(te), qw,qизг и qqсоответственно по графику на рисунке 3 и формулам (6), (13) и (3).

В нашем случае

 МПа,

значит при температуре эксплуатации 0 °С E(te) = 330 МПа;

 Н/м;

 Н/м;

 Н/м.

Расстояние между пригрузами согласно условиям (11) и (12) должно быть:

 м;

согласно требованиям 5.68 принимаем lпр= 3,8 м.

 

1.2 Балластировка грунтом обратной засыпки, закрепляемымНСМ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.

По газопроводу -такие же, как в примере 1.1, по грунту: грунт - песок средней крупности; плотность частиц грунтаrгр =2040 кг/м3; удельное сцепление грунта засыпки сгр = 3000Н/м2; коэффициент пористости грунта засыпки е = 0,45; уголвнутреннего трения грунта j= 40°.

Определяем величины qгр,a, b и сдля формулы (15):

;

;

;

.

Необходимая высота грунта, закрепляемого НСМ, согласно формуле (15)должна быть:

 м.

На основании 5.70 глубина заложения газопровода в данном случаеопределяется требованиями подраздела «Подземные газопроводы» СНиП 42-01. Схемаего балластировки приведена на рисунке Г.1.

 

 

1 -газопровод; 2 - нетканыйсинтетический материал (НСМ); 3 -грунт; 4 - траншея

 

Рисунок Г.1 -Схема балластировки газопровода

 

2 Определение величины овализации газопровода иустойчивости круглой формы поперечного сечения

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.

Газопровод диаметром de= 0,225 м; материал ПЭ 80; SDR 11;рабочее давление р = 0,3 МПа; температура эксплуатации - 0 °С; проектируемый срокэксплуатации - 50лет; глубина заложения hm =1,0 м; укладка -на плоское основание; ширина траншеи В = 1 м; грунт - суглинок; плотность грунта rm= 2000 кг/м3; модуль деформации грунта засыпки Егр = 3МПа; высота столба грунтовых вод над верхней образующей газопровода hw= 1,0 м; плотность воды с учетомрастворенных в ней солей rw = 1040 кг/м3; интенсивностьнагрузки на поверхности грунта qv= 5000 Н/м2; нагрузка от транспортных средств - нерегулярное движениеавтотранспорта согласно рисунку 7, qт= 25 000 Н/м2.

 

2.1 Определение величины овализации

Определяем параметр жесткости сечения газопровода по формуле (18) иполную погонную эквивалентную нагрузку по формуле (17).

Для определения величины D по графику нарисунке 3 определяем E(te).В нашем случае

 МПа,

значит при температуре эксплуатации 0 °С E(te) = 400 МПа, тогда:

 МПа;

Величина овализации по формуле (16) равна:

,

следовательно, условие обеспечения допустимой величины овализациисоблюдается.

 

2.2 Обеспечение устойчивости круглой формы поперечногосечения

Определяем по формулам (25), (26) критические величины внешнегодавления:

 МПа;

 МПа.

Согласно условию (24) имеем:

следовательно, условие обеспечения устойчивости круглой формыпоперечного сечения соблюдается.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(рекомендуемое)

 

ПАРАМЕТРЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА СТЫКОВОЙ СВАРКИ НАГРЕТЫМИНСТРУМЕНТОМ ТРУБ И ДЕТАЛЕЙ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНА

 

Таблица Д.1 - Температурарабочей поверхности нагретого инструмента, °С

 

Параметр

Температура окружающего воздуха То, °С, и тип полиэтилена

от минус 15 до 0

от 0 до плюс 20

от плюс 20 до плюс 45

ПЭ 100

ПЭ 80

ПЭ 100

ПЭ 80

ПЭ 100

ПЭ 80

Температура рабочей поверхности инструмента

230±10

220±10

220±10

210±10

210±10

200±10

 

Таблица Д.2 - Времянагрева торцов труб tн, с, изПЭ 80 и ПЭ 100

 

Сортамент свариваемых труб по ГОСТ Р 50838

Температура окружающего воздуха То, °С, и время нагрева, с

Стандартное размерное отношение

Диаметр и толщина стенки трубы, мм

от минус 15

до 0

от 0

до плюс 20

от плюс 20

до плюс 45

SDR 11

63x5,8-75x6,8

75-110

60-105

50-95

90x8,2-110x10,0

100-140

85-140

70-125

125x11,4-140x12,7

120-170

100-165

80-150

160x14,6-180x16,4

155-210

135-200

105-185

200x18,2-225x20,5

190-260

160-250

125-225

250x22,7-315x28,6

250-360

225-350

210-310

SDR 17,6

90x5,2-110x6,3

70-105

55-100

45-90

125x7,1-140x8,0

95-125

80-120

60-110

160x9,1-180x10,3

105-140

90-140

70-125

200x11,4-225x12,8

120-170

100-165

80-150

250x14,2-315x18,5

135-200

115-190

90-180

 

Таблица Д.3 - Времянарастания давления осадки tд,с, для труб из ПЭ 80, ПЭ 100

 

Сортамент свариваемых труб по ГОСТ Р 50838

Время tд, с

Стандартное размерное отношение

Диаметр и толщина стенки трубы, мм

SDR 11

63x5,8-75x6,8

3-7

90x8,2-110x10,0

4-8

125x11,4-140x12,7

4-11

160x14,6-180x16,4

6-12

200x18,2-225x20,5

8-14

250x22,7-315x28,6

10-16

SDR 17,6

90x5,2-110x6,3

3-6

125x7,1-140x8,0

4-7

160x9,1-180x10,3

4-8

200x11,4-225x12,8

5-10

250x14,2-315x18,5

8-12

 

Таблица Д.4 - Времяохлаждения стыка tохл, мин, неменее, труб из ПЭ 80 и ПЭ 100

 

Сортамент свариваемых труб по ГОСТ Р 50838

Температура окружающего воздуха То, °С, и время охлаждения, мин

Стандартное размерное отношение

Диаметр и толщина стенки трубы, мм

от минус 15

до 0

от 0

до плюс 20

от плюс 20

до плюс 45

SDR 11

63x6,8-75x6,8

4-5

5-6

6-7

90x8,2-110x10,0

6-7

7-8

8-9

125x11,4-140x12,7

8-11

10-13

12-15

160x14,6-180x16,4

11-14

13-16

15-18

200x18,2-225x20,5

16-21

18-23

20-25

250x22,7-315x28,6

24-30

26-32

28-36

SDR 17,6

90x5,2-125x7,1

4-5

5-6

6-7

140x8,0-180x10,3

8-10

9-12

10-12

200x11,4-225x12,8

10-11

11-13

13-15

250x14,2-315x18,5

18-22

19-24

21-28


ПРИЛОЖЕНИЕ Е

(справочное)

 

МАШИНЫ (УСТАНОВКИ) ДЛЯ СТЫКОВОЙ СВАРКИ ТРУБ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНАНАГРЕТЫМ ИНСТРУМЕНТОМ

 

Тип сварочной техники, изготовитель, страна

Диаметры свари-

ваемых труб, мм

Потреб-

ляемая мощность при работе, кВт

Способ управления сваркой

Габариты, мм

Масса перено-

симого комплекта, кг

Степень автома-

тизации

Количество автоматически контролируемых параметров сварки

основных, выпол-

няемых машиной

общее

ЗАО «Глобальные технологии», Санкт-Петербург

Тел.(812) 310 7222

ААСС-ГТ-09 «Ласка»

63-250

3000

Средняя

5

 

600x400x450

95

ООО «Метапласт+», Москва

Тел/факс: (095) 971 5640, 971 5660

www.metaplast-group.ru

WIDOS (Германия):

WIDOS 4400

50-160

1,5

С ручным управлением

 

 

600x320x300

64

WIDOS 4600

63-250

2,5

С ручным управлением

 

 

750x420x460

92

WIDOS 4900

90-315

3,75

С ручным управлением

 

 

800x460x500

117

SPA 600 (блок управления сварочным процессом, контроля и протоколирования параметров сварки)

 

0,015

Средняя

5

10

350x280x120

6

CNC3.0 (блок, включающий гидроагрегат с электронным автоматическим управлением процессом сварки с возможностью распечатывания протокола на принтере и интегрированным устройством ввода параметров с магнитной карты)

 

0,350

Высокая

6

13

640x520x440

41

Примечание - Блоки SPA 600 и CNC 3.0 устанавливаются на сварочные машины W4400, W4600 и W4900 для повышения степени автоматизации.

ЗАО «Форгаз», Москва

Тел. (095) 970 3959, тел/факс 365 0024

www.forgaz.ru

Sauron (Франция):

 

 

 

 

 

 

 

Pipefuse-250

63-250

3,3

Ручная

-

 

900x510x520

98

Protofuse-250

63-250

3,3

Средняя

5

10

900x510x520

101

Pilotefuse-250

63-250

3,3

Высокая

6

43

900x510x520

104

Pipefuse-315

63-315

4,8

Ручная

-

 

1030x600x590

153

Protofuse-315

63-315

4,8

Средняя

5

10

1030x600x590

156

Pilotefuse-315

63-315

4,8

Высокая

6

13

1030x600x590

159

ЗАО «ОЛЬМАКС», Москва

Тел.: (095) 792 5944/45, 955 7329/98, 290 7877

www.rothenberger.olmax.ru; www.olmax.ru

Rothenberger (Германия):

ROWELD P160В CNC VA

40-160

1,75

Высокая

6

13

550x350x300

88

ROWELD P160B CNC SA

40-160

1,75

Средняя

5

13

550x350x300

83

ROWELD P250B CNC VA

63-250

2,5

Высокая

6

13

850x500x450

134

ROWELD P250B CNC SA

63-250

2,5

Средняя

5

13

850x500x450

126

ROWELD P315B CNC SA

90-315

3,4

Средняя

5

13

850x600x500

142

ROWELD P500B CNC SA

200-500

5,0

Средняя

5

13

1300x900x800

330

ROWELD P630B CNC SA

315-630

9,35

Средняя

5

13

1300x1060x920

509

Примечание - Процесс сварки выполняется по заранее установленной программе с поэтапной записью параметров сварки и с последующей распечаткой в виде протокола. При отклонениях от программы сварочное соединение бракуется. Нагревательный элемент убирается автоматически (ROWELD P160, 250В CNC VA) и вручную по сигналу компьютера (ROWELD P160-630B CNC SA). Распечатка протоколов сварки возможна на мобильном принтере в полевых условиях сразу после сварки или на стационарном принтере с компьютерного блока, где они накапливаются.

Georg Fischer, Швейцария

Представительство в Москве

Тел. (095) 219 0348, 219 9604, факс 232 3625

www.georgfischer.ru

GF 160 CNC/automatic heating element

40-160

1,82

Высокая

6

8

600x400x350

121

GF 250 CNC/automatic heating element

75-250

2,49

Высокая

6

8

850x500x450

181

GF 315 CNC/automatic heating element

90-315

4,170

Высокая

6

8

850x600x500

212

GF 500 CNC

200-500

5,510

Средняя

5

8

1300x900x800

498

GF 630 CNC

315-630

10,25

Средняя

5

8

1300x1060x920

627


ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

(справочное)

 

АППАРАТЫ ДЛЯ СВАРКИ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ ДЕТАЛЯМИ СЗАКЛАДНЫМИ НАГРЕВАТЕЛЯМИ

 

Тип сварочного аппарата, изготовитель, страна

Диаметр свариваемых труб

Напряжение, В

Мощность, кВт

Режимы сварки

Габариты, мм

Масса, кг

Рабочая температура, °С

Возможность протоколирования, да/нет

Дистанционное управление

на входе

на выходе

FRIATEC AG, Германия

Представительства в Москве: тел. (095) 234 0476, 129 8002; факс 234 0479;

в С.-Петербурге: тел./факс (812) 388 5383

www.friatec.ru, www.glynwed.ru

FRIATMAT®

Премиум

20-710

220, (200-250)

8-48

Макс. 3,5

Штрих-код, ручной

290x440x430

11,0

-20/+50

Да, стандартный интерфейс, блок внешней памяти. Разъемы: 1 х серийный, 1 х параллельн., 2 х USA, 1 х PCMCIA

Да

FRIATMAT®

Мемо

20-710

220, (200-250)

8-48

Макс. 3,5

Штрих-код, ручной

290x440x430

11,0

-20/+50

Да, стандартный интерфейс, блок внешней памяти. Разъемы: 1 х серийный

Да

FRIATMAT®

Бейсик

20-710

220, (200-250)

8-48

Макс. 3,5

Штрих-код, ручной

290x440x430

11,0

-20/+50

Нет, разъемы: 1 х серийный

Да

FRIATMAT®

Т

20-710

220, (180-270)

8-48

Макс. 3,5

Штрих-код, ручной

350x450x260

19,0

-20/+50

Да, стандартный интерфейс, блок внешней памяти. Разъемы: 1 х параллельн.

Да

FRIATMAT®

Е

20-710

220, (180-270)

8-48

Макс. 3,5

Штрих-код, ручной

350x450x260

19,0

-20/+50

Нет

Да

FRIATMAT®

ВАТ

20-110

Аккум. батарея

8-48

2,5

Штрих-код, ручной

430x350x200

22,0

-20/+50

Да, стандартный интерфейс, блок внешней памяти. Разъемы: 1 х параллельн.

Нет

Plasson Ltd., Израиль

Тел. (095) 782 8892, факс 191 3257

www.plasson.com

POLYMATIC PLUS

20-630

185-300

8-48

3,6

Фьюзаматик, штрих-код, ручной

440x380x320

20

-10/+50

Да

Нет

DIGIMATIC

20-630

185-300

8-48

3,2

Фьюзаматик, ручной

440x380x320

18

-10/+50

Да

Нет

 

ООО «AOCT», Москва

Тел/факс (095) 440 0132

ПРОТВА

20-315

190-250

8-42

4,0

Ручной, штрих-код

350x280x280

18

-10/+40

Да

Нет

ЗАО «Форгаз», Москва

Тел. (095) 970 3959, тел/факс 365 0024

www.forgaz.ru

Sauron (Франция):

BARBARA

20-630

48-55

8-48

4,2

Ручной, штрих-код, RAR, Фьюзаматик, MEMO

350x230x160

8,5

-25/+55

Да, стандартный интерфейс, блок внешней памяти

Нет

BARBARA

20-630

48-55

8-48

4,2

Ручной, штрих-код, (RAR-опция)

350x230x160

8,5

-25/+55

То же

Нет

JULIE

20-630

48-55

8-48

4,2

Ручной, штрих-код, RAR, Фьюзаматик, MEMO

550x350x330

30,0

-25/+55

»

Да

JULIE 123

20-630

48-55

8-48

4,2

Штрих-код, (RAR и/или ручной опция)

350x230x160

7,5

-25/+55

»

Нет

ONDINE TBTS (ANNA)

20-630

48-55

8-48

4,2

Ручной, штрих-код (RAR опция)

350x230x160

7,5

-25/+55

»

Нет

ONDINE Compact

20-315

230, (190-270)

8-48

3,6

Штрих-код, (RAR и/или ручной опция)

280x180x280

19,0

-25/+55

»

Нет

EMILIE Polimode

20-630

230, (190-270)

8-48

3,6

Ручной, штрих-код, RAR, Фьюзаматик, MEMO

550x350x330

21,0

-25/+55

»

Нет

EMILE Polyvalent

20-630

230, (190-270)

8-48

3,6

Ручной, штрих-код, RAR, Фьюзаматик, MEMO

550x350x330

21,0

-25/+55

»

Нет

Georg Ficher, Швейцария

Представительство в Москве

Тел. (095) 219 0348, 219 9604, факс 232 3625

www.georgficher.ru

MSA 200

20-630

230, (180-264)

39,5

3,2

Ручной

230x340x160

19,0

-10/+45

Нет

Нет

MSA 250

20-630

230, (180-264)

8-48

3,78

Ручной, штрих-код (магн. карта)

284x364x195

11,5

-10/+45

Нет

Нет

MSA 300

20-630

230, (180-264)

8-48

3,78

Ручной, штрих-код (магн. карта)

284x364x195

11,5

-10/+45

Нет

Нет

MSA 350

20-630

230, (180-264)

8-48

3,78

Ручной, штрих-код (магн. карта)

284x364x195

11,5

-10/+45

Да

Нет

MSA 400

20-630

230, (180-264)

8-48

3,78

Ручной, штрих-код (магн. карта)

284x364x195

11,5

-10/+45

Да

Нет

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ И

(справочное)

 

ИСТОЧНИКИ ПИТАНИЯ ДЛЯ СВАРОЧНОЙ ТЕХНИКИ(МИНИ-ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ)

 

Тип электростанции

Страна-изготовитель

Характеристики двигателя

Характеристики генератора

Габариты, мм

Вес, кг

Объем топливного бака, л

Система запуска

Вид топлива

Номинальное напряжение, В

Частота, Гц

Максимальная выходная мощность, В·А

ООО «СИЭЛТ»

Россия, 127299, Москва,

ул. Космонавта Волкова, дом 10, стр. 1, 4-й этаж

Тел/факс (095) 786 4812

e-mail: info@clt.ru, www.clt.ru

SDMO SH 4000

Франция

720x560x590

70

26

Ручная

Бензин АИ 92

230

50

5000

SDMO DX 6000 Е

Франция

870x560x560

101

13

Электростартер

Дизельное топливо

230

50

6500

«СИТЭС-Электро XXI век»

Россия, 123100, Москва, а/я 104

Тел. (095) 231 3366

e-mail: ayrapetov@cts.ru, www.cts.ru

Дизель-генератор Cummins ES30

Великобритания

1670x855x1323

860

150

Электростартер

Дизельное топливо

380

50

30 (до 500 кВ·А)


ПРИЛОЖЕНИЕ К

(справочное)

 

РАЗЪЕМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ «ПОЛИЭТИЛЕН-СТАЛЬ» НА ПЛОСКИХ ФЛАНЦАХ

 

Размеры и масса фланцев стальных плоских приварных по ГОСТ12820 и фланцев свободных по ГОСТ 12822 (исполнение 1)

 

Размеры фланцев, мм, при давлении в газопроводе

Масса, кг

Py до 0,6 МПа

Py до 0,25 МПа

Py до 0,6 МПа

ГОСТ 12820

ГОСТ 12822

Dy

Dв

Dв1

de1

de2

Dн

D1

D2

d

b

b

b1

Py до 0,25 МПа

Py до 0,6 МПа

Py до 0,6 МПа

50

59

73

57

63

140

110

90

14

10

13

12

1,04

1,33

1,11

65

78

85

76

75

160

130

110

14

11

13

14

1,39

1,63

1,55

80

91

102

89

90

180

150

128

18

11

15

14

1,84

2,44

2,05

100

110

124

108

110

205

170

148

18

11

15

14

2,14

2,85

2,38

100

116

124

114

110

205

170

148

18

11

15

14

2,05

2,73

2,26

125

135

137

133

125

235

200

178

18

11

17

14

2,60

3,88

2,84

125

142

154

140

140

235

200

178

18

13

17

14

2,47

3,68

2,68

150

161

174

159

160

260

225

202

18

13

17

16

3,43

4,39

3,72

200

222

238

219

225

315

280

258

18

15

19

18

4,73

5,89

4,93

Примечания:

1. Размер Dв1 достигается путем дополнительной обработки фланца на токарном станке.

2. Количество отверстий диаметром d составляет: для фланца Dy до 100 мм - 4 шт.; для фланца Dy от 125 до 200 мм - 8 шт.

 

Узлы соединений «полиэтилен-сталь» de 20-225мм

 

Общий вид и условное графическое изображение

Размеры, мм

de1

h1, min

de2

h2

Разъемное фланцевое соединение

57, 60

3,0

63

5,8

76

3,0

75

6,8

89

3,0

90

5,2; 8,2

102, 114

4,0

110

6,3; 10,0

133, 140

4,0

125

7,1; 11,4

133, 140

4,0

140

8,0; 12,7

159

4,5

160

9,1; 14,6

219

4,5

225

12,8; 20,5

Неразъемное соединение на давление до 0,3 МПа

57, 60

3,0

63

5,8

70, 76

3,0

75

6,8

89

4,0

90

5,2

108, 114

4,0

110

6,3

127

5,0

125

7,1

133, 140

5,0

140

8,0

159

5,0

160

9,1

219

6,0

225

12,8

Неразъемное соединение на давление до 0,6 МПа

57, 60

3,0

63

5,8

 

70

3,0

75

6,8

89

4,0

90

8,2

108

4,0

110

10,0

127

5,0

125

11,4

133

5,0

140

12,7

133, 140, 159

5,0

160

14,6

219

6,0

225

20,5

Неразъемное соединение на давление до 0,3 МПа

20-25

2,5

20

3,0

22-32

3,0

25

3,0

25-40

3,0

32

3,0

32-48

3,0

40

3,7

40-57

3,0

50

4,6

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Л

(рекомендуемое)

 

МОНТАЖНЫЕ КОТЛОВАНЫ С НЕСАНИРУЕМЫМ УЧАСТКОМ (КАТУШКА,ТРОЙНИК, ОТВОД) ГАЗОПРОВОДА

 

Размеры монтажных котлованов (L2;L3; L4)определяются проектом в зависимости от диаметра, конфигурации и глубинызаложения реконструируемого газопровода. Общий вид монтажных котлованов указанна рисунках Л.1; Л.2; Л.3, условные обозначения -в таблице Л.2.

Длина технологической катушки принимается по таблице Л.1.

 

Таблица Л.1

 

Диаметр, мм

Длина стальной катушки А-А1, мм

10-250

600

300-500

800

600

900

700

1000

800

1100

900-1200

1400

 

 

Рисунок Л.1 -Вставка стальной катушки

 

 

Рисунок Л.2 -Вставка тройника

 

 

Рисунок Л.3 -Вставка отвода

 

Таблица Л.2

 

№ позиции

Наименование

Количество, шт.

Наименование стандарта

I

Технологическая катушка

2

ГОСТ 10705

II

Катушка несанируемая, ст.

1

ГОСТ 10705

III

Тройник стальной

1

ГОСТ 17376

IV

Отвод стальной

1

ГОСТ 17375

V

Щиты инвентарные

Определяются проектом

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ М

(рекомендуемое)

 

ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ КОНТРОЛЬНЫХ ОБРАЗЦОВ

 

М.1 Контрольный образец представляет собой сварное соединение труб междусобой или с соединительной деталью, отвечающее требованиям настоящего Сводаправил. Длина контрольного образца должна составлять не менее двух диаметровтрубы, при этом сварной шов должен располагаться посередине.

М.2 Контрольный образец снабжается опломбированным ярлыком, в которомуказывают:

- условное обозначение сваренных труб (соединительных деталей);

- наименование предприятия, выполняющего сварочные работы;

- гриф утверждения образца главным инженером предприятия, заверенныйкруглой печатью, и дата утверждения;

- дату сварки и номер протокола сварочного процесса.

М.3 Сварку контрольных образцов производят на сварочном оборудовании,имеющем устройство для автоматического протоколирования сварки и притемпературе наружного воздуха, близкой к условиям проведения строительства.

М.4 Контрольные образцы хранят на предприятии, выполняющем сварочныеработы.

Допускается использование типовых контрольных образцов для рядатипоразмеров труб и соединительных деталей.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Н

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВНЕШНЕГО ВИДА И РАЗМЕРОВ СВАРНЫХСОЕДИНЕНИЙ

 

Внешний вид сварных соединений определяют визуально без примененияувеличительных приборов путем сравнения оцениваемого соединения с контрольнымобразцом, а также путем измерения наружного сварочного грата с точностью ±0,1мм.

Измерения швов проводят как минимум в двух взаимопротивоположных зонахпо периметру шва.

Контроль ширины и высоты наружного грата осуществляют штангенциркулем поГОСТ 166. Допускается использование шаблонов с проходным и непроходнымразмерами.

Для контроля симметричности валиков наружного грата по ширине производятзамер их с помощью измерительной лупы ЛИ-Зх. Затем рассчитывают отношениезамеренных размеров с округлением до целого значения процента. Расчетсимметричности валиков наружного грата по высоте производят аналогично.

Для измерения смещения кромок может использоваться специальный шаблон.Схема измерения смещения кромок показана на рисунке Н.1. Шаблон устанавливаютпо образующей одной из труб, прижимая его к трубе в околошовной зоне. Из-засмещения кромок при этом на другом конце опорной площадки шаблона наблюдаетсяего подъем над поверхностью трубы. С помощью щупа производят замер зазора междуповерхностью заготовки и пяткой шаблона. Далее рассчитывают отношение (впроцентах) измеренного абсолютного значения смещения кромок к номинальнойтолщине стенки трубы. Расчет производят с округлением до целого значенияпроцента.

 

Рисунок Н.1 -Измерение смещения кромок при помощи шаблона

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ П

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ИСПЫТАНИЙ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ НА ОСЕВОЕ РАСТЯЖЕНИЕ

 

Испытания выполняют на образцах-лопатках типа 2 по ГОСТ 11262.

Образцы-лопатки изготавливают механической обработкой из отрезковсварных соединений длиной не менее 160 мм. Допускается для труб с номинальнойтолщиной до 10 мм включительно вырубать образцы штампом-просечкой.

Из каждого контролируемого стыка вырезают (вырубают) равномерно попериметру шва не менее пяти образцов.

При изготовлении ось образца должна быть параллельна оси трубы. Толщинаобразца должна быть равна толщине стенки трубы. Сварной шов должен бытьрасположен посередине образца с точностью ± 1 мм. Образцы не должны иметьраковин, трещин и других дефектов. Схема изготовления образцов-лопаток дляиспытания на осевое растяжение приведена на рисунке П.1

 

1 -патрубок со сварным соединением; 2 -расположение образцов

Рисунок П.1 -Схема вырезки образцов из сварного соединения для испытания на осевоерастяжение

 

Перед испытанием образцы кондиционируют по ГОСТ 12423 при температуре(23 ± 2) °С не менее 2 ч.

Испытания проводят при скорости раздвижения зажимов испытательноймашины, равной (100±10) мм/мин для образцов труб с номинальной толщиной стенкименее 6 мм и (25 ± 2,0) мм/мин для образцов труб с номинальной толщиной стенки6 мм и более.

Испытание на растяжение производится на любой разрывной машине,обеспечивающей точность измерения нагрузки с погрешностью не более 1 %измеряемого значения, мощность которой позволяет разорвать образцы (усилие от5000 до 10 000 Н) и которая имеет регулируемую скорость.

При испытании определяют характер (тип) разрушения образца, а такжеотносительное удлинение при разрыве и предел текучести при растяжении.

Испытание на растяжение производят не ранее чем через 24 ч после сварки.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Р

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

 

Ультразвуковой контроль сварных стыковых соединений осуществляют вручном, механизированном или автоматизированном вариантах, а также всоответствии с требованиями ГОСТ 14782.

При проведении ультразвукового контроля следует применять:

- ультразвуковые эхо-импульсные дефектоскопы общего назначенияотечественного или зарубежного производства, рассчитанные на рабочую частотуультразвука в диапазоне от 1 до 5 МГц или специализированные дефектоскопы;

- стандартные образцы предприятия (СОП) с эталонными отражателями длянастройки параметров контроля, размеры которых в зависимости от диаметра итолщины стенки контролируемого газопровода определены в приложении С;

- пьезоэлектрические преобразователи на рабочую частоту в диапазоне от 1до 5 МГц, работающие по совмещенной, раздельно совмещенной, раздельной иликомбинированной схемам.

Применяемое для проведения ультразвукового контроля оборудование должнобыть сертифицировано в установленном порядке и одобрено ГосгортехнадзоромРоссии.

Ультразвуковой контроль сварного стыкового соединения должен проводитьсяпри температуре околошовной зоны стыка не выше 30 °С.

Перед проведением контроля околошовные поверхности сварного стыковогосоединения тщательно очищаются от грязи, снега и т.п. Ширина зоны очисткиопределяется конструкцией применяемых пьезоэлектрических преобразователей и технологиейконтроля.

Подготовленные для ультразвукового контроля поверхности непосредственноперед проведением прозвучивания стыкового соединения покрываются слоемконтактирующей жидкости. В качестве контактирующей жидкости в зависимости оттемпературы окружающего воздуха следует применять: при положительныхтемпературах - специальныеводорастворимые гели типа «Ультрагель», обойный клей, глицерин, приотрицательных температурах окружающего воздуха -моторные масла, разведенные до необходимой концентрации дизельным топливом. Приприменении глицерина и моторных масел поверхность трубы после проведенияультразвукового контроля должна быть очищена и обезжирена.

Контроль качества стыкового соединения проводят на двух уровняхчувствительности - браковочном ипоисковом. Поисковая чувствительность отличается от браковочной на 6 дБ.

Настройку чувствительности контроля осуществляют при температуре,соответствующей температуре окружающего воздуха в месте проведения контроля.

Оценка качества стыковых сварных соединений полиэтиленовых газопроводовпроизводится по альтернативному признаку -«годен» или «не годен».

Сварное стыковое соединение считается «не годным», если в немобнаружены:

- дефекты, амплитуда отраженного сигнала от которых превышает амплитудусигнала от эталонного отражателя в СОП на браковочном уровне чувствительности;

- дефекты, амплитуда отраженного сигнала которых превышает амплитудусигнала, отраженного от эталонного отражателя в СОП на поисковом уровнечувствительности, если условная протяженность дефекта или количество дефектовпревышают нормативные значения.


ПРИЛОЖЕНИЕ С

(рекомендуемое)

 

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ГРУППЫ ДЕФЕКТОВ

(Извлечение из методики ультразвукового контроля качествасварных стыковых соединений полиэтиленовых газопроводов АО «ВНИИСТ»)

Группа дефектов -ПРОТЯЖЕННЫЕ

Несплавления, цепочки и скопления пор, включений

 

Таблица С.1

 

Критерии оценки качества

Условное обозначение труб SDR 11

Æ63x5,8

Æ75x6,8

Æ90x8,2

Æ110x10

Æ125x11,4

Æ140x12,7

Æ160x14,6

Æ180x16,4

Æ200x18,2

Æ225x20,5

Æ250x22,7

Æ280x25,4

Æ315x28,6

Максимально допустимая площадь, мм2

0,78

1,09

1,58

2,37

3,05

3,08

5,0

5,56

6,82

8,68

13,36

16,75

21,22

Диаметр плоскодонного отверстия, мм

1,1

1,3

1,7

1,8

2,1

2,3

2,6

3,0

3,3

3,4

3,7

4,2

4,7

Условная протяженность дефекта, мм

10

10

20

20

30

30

30

30

30

30

30

30

30

Допустимое количество дефектов на периметре стыка, мм

3

3

2

3

2

2

2

3

3

3

4

4

5

 

Таблица С.2

 

Критерии оценки качества

Условное обозначение труб SDR 17,6

SDR 9

SDR 7,4

Æ90x5,1

Æ110x6,3

Æ125x7,1

Æ140x8,0

Æ160x9,1

Æ180x10,3

Æ200x11,4

Æ225x12,8

Æ250x14,2

Æ280x15,9

Æ315x17,9

Æ180x20,0

Æ110x15,1

Æ160x21,9

Æ225x30,8

Максимально допустимая площадь, мм2

1,02

1,48

1,9

2,4

3,13

4,0

4,88

6,16

7,89

9,89

12,52

7,25

3,12

6,61

9,98

Диаметр плоскодонного отверстия, мм

1,2

1,4

1,6

1,8

2,1

2,4

2,6

2,9

3,3

3,6

4,1

3,3

2,2

3,2

4,6

Протяженность дефекта, мм

10

10

10

20

20

20

20

30

30

30

30

30

30

30

30

Допустимое количество дефектов на периметре стыка, мм

5

6

6

4

4

4

5

4

4

4

5

3

2

3

4

 

Группа дефектов -ОДИНОЧНЫЕ

Поры, механические включения (примеси)

 

Таблица С.3

 

Критерии оценки качества

Условное обозначение труб SDR 11

Æ63x5,8

Æ75x6,8

Æ90x8,2

Æ110x10

Æ125x11,4

Æ140x12,7

Æ160x14,6

Æ180x16,4

Æ200x18,2

Æ225x20,5

Æ250x22,7

Æ280x25,4

Æ315x28,6

Максимально допустимая площадь, мм2

0,78

1,09

1,58

2,37

3,05

3,08

5,0

5,56

6,82

8,68

13,36

16,75

21,22

Диаметр плоскодонного отверстия, мм

1,1

1,3

1,7

1,8

2,1

2,3

2,6

3,0

3,3

3,4

3,7

4,2

4,7

Условная протяженность дефекта, мм

5

5

10

10

10

15

15

15

15

15

15

15

15

Допустимое количество дефектов на периметре стыка, мм

6

6

5

6

6

5

5

6

7

7

8

9

10

 

Таблица С.4

 

Критерии оценки качества

Условное обозначение труб SDR 17,6

SDR 9

SDR 7,4

Æ90x5,1

Æ110x6,3

Æ125x7,1

Æ140x8,0

Æ160x9,1

Æ180x10,3

Æ200x11,4

Æ225x12,8

Æ250x14,2

Æ280x15,9

Æ315x17,9

Æ180x20,0

Æ110x15,1

Æ160x21,9

Æ225x30,8

Максимально допустимая площадь, мм2

1,02

1,48

1,9

2,4

3,13

4,0

4,88

6,16

7,89

9,89

12,52

7,25

3,12

6,61

9,98

Диаметр плоскодонного отверстия, мм

1,2

1,4

1,6

1,8

2,1

2,4

2,6

2,9

3,3

3,6

4,1

3,3

2,2

3,2

4,6

Протяженность дефекта, мм

5

5

5

5

10

10

10

15

15

15

15

15

15

15

15

Допустимое количество дефектов на периметре стыка, мм

9

10

10

10

8

9

10

8

8

9

10

6

4

5

8

Примечания (к таблицам С.1-С.4):

1. Максимально допустимая площадь определяется по формуле 0,00075SП/K; диаметр плоскодонного отверстия в СОП определяется из выражения 2/К , где S - толщина стенки трубы, мм; D - диаметр трубы, мм; П - периметр трубы, мм; К - поправочный коэффициент: для SDR 17,6 К = 1,0; для SDR 11

К = 0,9 при S < 10,0

К = 1,0 при 10,0 < S < 20,0

К = 1,3 при S > 20,0.

2. Следует различать два понятия: условная протяженность дефекта Lуп и длина дефекта L. Условная протяженность дефекта является амплитудно-временной характеристикой ультразвукового контроля и прямо пропорциональна длине дефекта: L = Lуп K. Условная протяженность дефекта измеряется по длине дефектной зоны между крайними положениями УЗ-преобразователя, при которых амплитуда эхо-сигнала достигает поискового уровня чувствительности.


ПРИЛОЖЕНИЕ Т

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ИСПЫТАНИЙ СВАРНЫХ МУФТОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ НАСПЛЮЩИВАНИЕ

 

Для определения стойкости муфтовых соединений к сплющиваниюподготавливаются патрубки с расположенными по центру муфтами, изображенные нарисунке Т.1. Длина патрубка и количество образцов, изготавливаемых из каждогопатрубка, должны соответствовать таблице Т.1.

 

 

Рисунок Т.1 -Общий вид образцов-сегментов

 

Таблица Т.1

 

Номинальный диаметр труб с dн, мм

Длина свободной части образца L, мм, не менее

Количество образцов из одного патрубка, шт

Угол сегмента, град

20-75

3dн

2

180

90-125

2dн

4

90

140-225

dн

8

45

 

Не ранее чем через 24 ч после сварки производят разрезание сварногомуфтового соединения вдоль оси на испытательные образцы-сегменты вдиаметральном сечении.

Испытания проводят при температуре (23±5)°С. При указанной температуре образцы выдерживают не менее 2 ч.

Для испытаний применяют механизированный процесс, обеспечивающийсближение плит со скоростью (100±10) мм/мин; допускается использование прессасо скоростью сближения плит (20±2) мм/мин.

Подготовленный к испытанию образец устанавливают между обжимными плитамипресса так, как показано на рисунке Т.2. Затем осуществляют сближение обжимныхплит до тех пор, пока расстояние между ними не сократится до удвоенной толщиныстенки трубы.

Допускается проведение испытаний с использованием обжимных плит безокругления кромок. В этом случае в начале испытания расстояние от торцасоединительной детали до торца губок должно быть (20±3) мм.

При согласовании с заказчиком допускается испытание образцов соединенийтруб диаметром до 63 мм включительно производить в слесарных тисках по ГОСТ4045 плавным деформированием образца.

После снятия нагрузки образец извлекают из пресса или тисков и визуальноосматривают, определяя наличие отрыва трубы от муфты или соединительной детали.

В случае если на части длины шва обнаружен отрыв трубы илисоединительной детали от муфты, штангенциркулем по ГОСТ 166 измеряют длинучасти шва, не подвергнутой отрыву, и расстояние между крайними виткамизакладного нагревателя в зоне сварки в пределах одной трубы, которое принимаютза длину шва.

Длина шва, не подвергнутая отрыву при сплющивании Сс,%, определяется по формуле

,

где l - длина шва, не подверженная отрыву,мм; L - длина зоны сварки (длина шва) впределах одной трубы, определяемая по расстоянию между крайними витками спирализакладного нагревательного элемента, мм.

Для удобства измерения допускается дополнительное разрезание образцалюбым режущим инструментом в продольном и поперечном направлениях.

 

 

1 -обжимные плиты; 2 -испытываемый образец

 

Рисунок Т.2 -Схема испытания образцов-сегментов на сплющивание

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ У

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ИСПЫТАНИЙ СЕДЛОВЫХ ОТВОДОВ НА ОТРЫВ

 

Испытания на отрыв проводят на образцах седловых отводов, сваренных сполиэтиленовыми трубами с номинальным наружным диаметром от 63 до 225 мм, взависимости от типоразмера седлового отвода. Длина полиэтиленовой трубы(патрубка) принимается равной длине седелки. Перед испытанием образцыкондиционируют при температуре (23 ± 2) °С не менее 2 ч.

Допускается для упрощения фиксации образца в испытательной машинепроизводить срезание хвостика седлового отвода, а также укорочение горловины(отводящего патрубка).

Испытания проводят при температуре (23 ± 2) °С.

Для проведения испытаний возможно использование машин для испытания насжатие типа ИП6010-100-1 с наибольшей предельной нагрузкой 100 кН.Испытательная машина должна быть снабжена оснасткой, изготовленной по чертежам,утвержденным в установленном порядке, и обеспечивающей приложение нагрузки поодной из двух схем испытания, приведенных на рисунке У.1.

Внутрь полиэтиленового патрубка испытываемого образца для передачиусилия вводят металлический сердечник, наружный диаметр которого определяетсяпо таблице У.1.

Нагружение испытываемого образца проводят со скоростью (100±10) мм/миндо полного отрыва корпуса седелки от полиэтиленовой трубы или до деформациидеталей узла соединения, вследствие чего испытательная нагрузка снижается донуля.

Допускается проведение испытания со скоростью (20±2) мм/мин.

 

Таблица У.1

В миллиметрах

Диаметр трубы

Диаметр сердечника

Диаметр трубы

Диаметр сердечника

63 SDR 11

49,5-0,1

140 SDR 17,6

121,9-0,2

140 SDR 11

111,5-0,2

75 SDR 17,6

64,7-0,2

160 SDR 17,6

139,0-0,2

75 SDR 11

59,3-0,2

160 SDR 11

127,0-0,2

90 SDR 17,6

77,7-0,2

180 SDR 17,6

156,4-0,2

90 SDR 11

70,7-0,2

180 SDR 11

143,0-0,2

110 SDR 17,6

95,5-0,2

200 SDR 17,6

174,0-0,2

110 SDR 11

87,5-0,2

200 SDR 11

159,0-0,2

125 SDR 17,6

108,7-0,2

225 SDR 17,6

196,0-0,2

125 SDR 11

99,3-0,2

225 SDR 11

179,0-0,2

 

 

a - отрыв при растяжении; б - отрыв при сжатии

 

Рисунок У.1 -Схемы испытания седлового отвода на отрыв

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Ф

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ИСПЫТАНИЙ СТЫКОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТАТИЧЕСКИЙИЗГИБ

 

Испытания на статический изгиб выполняют на образцах-полосках, размерыкоторых приведены в таблице Ф.1.

 

Таблица Ф.1

В миллиметрах

Размер образца

Длина пролета между роликовыми опорами

Толщина траверсы

Толщина

Ширина

Длина

3 < h< 5

20

150

80

4

5 < h < 10

20

200

90

8

10 < h < 15

30

200

100

12,5

15 < h < 20

40

250

120

16

20 < h < 30

50

300

160

25

 

Образцы-полоски вырезают (вырубают) из контрольных стыков равномерно попериметру в количестве не менее 5 штук.

Испытания выполняют по схеме, представленной на рисунке Ф.1.

Нагрузка передается на образец через траверсу, устанавливаемую насередине образца напротив сварного шва. Местное утолщение грата образца состороны опорной траверсы снимается.

Испытательные образцы устанавливаются таким образом, чтобы внутренняясторона трубы находилась в зоне растяжения.

Скорость приложения нагрузки должна составлять 50 мм/мин.

Испытания продолжаются до достижения угла изгиба 160°.

 

 

Рисунок Ф.1 -Схема испытания на статический изгиб

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ X

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ИСПЫТАНИЙ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТОЙКОСТЬ КПОСТОЯННОМУ ВНУТРЕННЕМУ ДАВЛЕНИЮ

 

Испытание сварных соединений, выполненных сваркой нагретым инструментомвстык и с использованием соединительных деталей с закладными нагревателями,проводят нa образцах, свободная длина которых, включаядлину соединительной детали; указана в таблице Х.1.

Для проведения испытаний на каждый уровень начального напряженияотбирают не менее трех образцов.

Условия проведения испытаний для сварных соединений, выполненных сваркойнагретым инструментом встык и при помощи деталей с закладными нагревателями,приведены в таблице Х.2.

 

Таблица Х.1

 

Диаметр трубы D, мм

Свободная длина образца L, мм

< 200

3D + 250

225-400

1000

 

Таблица Х.2

 

Наименование показателя

Значение показателя для труб из

Метод испытания

ПЭ 80

ПЭ 100

Стойкость при постоянном внутреннем давлении при 20 °С, ч, не менее для:

 

 

 

SDR 11

100 (при давлении 2,0 МПа)

100 (при давлении 2,48 МПа)

По ГОСТ 24157

SDR 17,6

100 (при давлении 1,2 МПа)

100 (при давлении 1,49 МПа)

 

Стойкость при постоянном внутреннем давлении при 80 °С, ч, не менее для:

 

 

 

SDR 11

165 (при давлении 0,92 МПа)

165 (при давлении 1,1 МПа)

 

 

1000 (при давлении 0,80 МПа)

1000 (при давлении 1,0 МПа)

То же

SDR 17,6

165 (при давлении 0,55 МПа)

165 (при давлении 0,66 МПа)

 

 

1000 (при давлении 0,48 МПа)

1000 (при давлении 0,60 МПа)

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Ц

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ИСПЫТАНИЙ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ НА ДЛИТЕЛЬНОЕРАСТЯЖЕНИЕ

 

Испытания проводятся на образцах типа 2 по ГОСТ 11262. Образцы дляиспытания должны изготавливаться, как правило, штампом-просечкой, при этомнаружный и внутренний грат не удаляется. Образцы не должны иметь надрезов,трещин, раковин и т.д.

Испытанию должны подвергаться не менее шести образцов из каждогооцениваемого сварного соединения и не менее шести контрольных образцов другихсварных соединений, выполненных при оптимальных параметрах сварки. Результатыиспытаний сравниваются.

Для труб диаметром 63 мм количество испытываемых образцов может бытьснижено до пяти.

Для проведения испытаний требуется специальное нагружающееприспособление, которое позволяет создавать и поддерживать в образцахпостоянное статическое растягивающее усилие в течение всего времени испытания.

Схематическое изображение испытательного устройства с нагружающимприспособлением показано на рисунке Ц.1.

 

 

1 -стрелочный индикатор; 2 -рычаг для передачи силы; 3 -прибор для учета времени;

4 -контрольный груз; 5 -образец; 6 - испытуемаясреда; 7 -теплоизолированная ванна; 8 -насос для циркуляции жидкости

 

Рисунок Ц.1 -Схема испытания образцов сварного шва на длительное растяжение

 

Допускается использование нагружающего приспособления, позволяющегосоздавать нагрузку в образцах путем их предварительной (5-20 %-ной) деформации и закрепления вспециальных струбцинах. Испытание в этом случае проводится при релаксациинапряжений.

Испытание всех образцов должно проводиться по одной из вышеприведенныхсхем нагружения. Сравнивать результаты испытаний, проведенных по различнымсхемам нагружения, не допускается.

Перед нагружением образцы кондиционируют при температуре (23±2) °С с последующимпогружением в испытательную среду.

Нагружение образцов осуществляется плавно после выравнивания температурыв испытательной ванне или до погружения образцов в ванну.

В качестве испытательной среды рекомендуется использованиедистиллированной воды с 2 %-ным содержанием смачивающего поверхностно-активноговещества типа ОП-7 или ОП-10 по ГОСТ 8433. Следует обеспечивать неизменнуюконцентрацию смачивающего вещества с точностью ± 5 %.

Испытания на длительное растяжение могут проводиться при различныхтемпературах окружающей среды и различных нагрузках. Испытательные напряженияследует выбирать с таким расчетом, чтобы в образцах начали проявляться толькохрупкие изломы, а время испытания (до обнаружения изломов на каждом образценевооруженным глазом) было минимальным.

Условия испытания образцов приведены в таблице Ц.1.

Если в течение минимального времени испытаний хрупких изломов непоявилось, следует устанавливать большие величины испытательного напряжения илидеформации.

 

Таблица Ц.1

 

Минимальное испытательное напряжение, Н/мм

Температура среды, °С

Минимальная выдержка, ч

4,0

95

30

4,0

80

500

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Ш

(рекомендуемое)

 

МЕТОДИКА ИСПЫТАНИЙ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТОЙКОСТЬ К УДАРУ

 

Сущность метода заключается в нанесении удара падающим грузом цилиндрическойформы с высоты (2,0±0,01) м поповерхности крышки седлового отвода с последующим определением герметичностииспытываемого образца. Схема испытаний представлена на рисунке Ш.1.

 

 

Рисунок Ш.1 -Схема испытания на стойкость к удару

 

Испытываемый образец должен представлять собой седловой отвод,приваренный посередине полиэтиленового патрубка, длина свободных концовкоторого должна равняться номинальному наружному диаметру трубы с погрешностьюв пределах ±10 мм.

Перед испытаниями образцы кондиционируют при температуре (23 ± 2) °С неменее 2 ч. Испытания проводят при температуре (23 ± 2) °С.

Сварной образец надевают на стальной сердечник, установленный на жесткойопоре. Диаметр сердечника выбирается по таблице У.1 приложения У настоящегоСвода правил соответственно диаметру трубы.

Образец фиксируют таким образом, чтобы удар падающим грузом былнаправлен параллельно оси трубы, ось бойка пересекалась с осью горловиныседлового отвода и удар приходился посередине крышки. После нанесения первогоудара образец разворачивают на 180°, чтобы следующий удар нанести спротивоположной стороны.

После нанесения двух ударов образец визуально осматривают на наличиевидимых разрушений. При отсутствии видимых разрушений производят испытание нагерметичность образца.

Определение герметичности проводят при температуре (23±5) °С. В качестверабочей среды используют воздух или азот. Аппаратура, используемая дляиспытания на герметичность, должна соответствовать ГОСТ 24157.

Образцы подвергают испытательному давлению постепенно, в течение 15-60 с от начала нагружения ивыдерживают при этом давлении не менее 24 ч или до момента потеригерметичности. Для испытания образцы погружают в водяную ванну. Нарушениегерметичности определяют по показанию манометров или по пузырькам воздуха илиазота.

 

 

Ключевые слова: особенности проектирования газопроводов изполиэтиленовых труб, сварка газопроводов, размещение арматуры, особенностиреконструкции газопроводов, контроль качества сварных соединений, испытания нагерметичность

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Общие положения

4 Трубы, соединительные детали и другие материалы

5 Особенности проектирования наружных газопроводов из полиэтиленовыхтруб

Общие положения

Размещение арматуры на газопроводах

Вводы полиэтиленовых газопроводов

Стальные вставки на полиэтиленовых газопроводах

Требования к сооружению газопроводов в особых природных и климатическихусловиях

Многолетнемерзлые грунты

Подрабатываемые территории

Сейсмические районы

Районы с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами

Расчет газопроводов на прочность и устойчивость

Расчетные характеристики материала газопроводов

Нагрузки и воздействия

Проверка прочности принятого конструктивного решения

Определение необходимой величины балластировки

Обеспечение допустимой овализации и устойчивости круглой формыпоперечного сечения газопровода

6 Строительство

Входной контроль качества труб и соединительных деталей из полиэтилена,а также синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея

Транспортировка труб и деталей

Квалификационные испытания сварщиков

Сварка газопроводов

Сварка встык нагретым инструментом

Сварка соединительными деталями с закладным нагревателем

Технология соединения полиэтиленовых труб со стальными

Вварка трубной полиэтиленовой вставки в трубопровод, уложенный в траншею

Монтажные и укладочные работы

Общие положения

Укладка длинномерных труб

Строительство переходов газопроводов через искусственные и естественныепреграды

Балластировка и закрепление газопроводов

Очистка внутренней полости

7 Реконструкция

Особенности проектирования реконструкции подземных стальных газопроводов

Общие требования

Основные положения по проектированию

Требования к рабочему проекту

Дополнительные требования к проекту организации строительства ипроизводству работ

Организация работ при реконструкции стальных изношенных газопроводов

Подготовительные работы

Технология производства работ методом протяжки полиэтиленовых труб

Особенности технологии протяжки полиэтиленовых профилированных труб

Особенности технологии восстановления изношенных стальных газопроводов сиспользованием синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентногоклея

8 Контроль качества работ

Общие положения

Технические требования к контролю качества сварных соединенийполиэтиленовых труб

Обязательные методы контроля сварных соединений

Внешний осмотр

Испытания на осевое растяжение

Ультразвуковой контроль

Пневматические испытания сварных соединений

Испытание на сплющивание

Испытание на отрыв

Специальные методы контроля

Испытание на статический изгиб

Испытание при постоянном внутреннем давлении

Испытание на длительное растяжение

Испытание на стойкость к удару

Требования к контролю качества сварных соединений полиэтиленовыхгазопроводов из профилированных труб и стальных, восстановленных синтетическимтканевым шлангом и специальным двухкомпонентным клеем

9 Испытания и приемка газопроводов

Испытания на герметичность

Особенности приемки полиэтиленовых и реконструированных изношенныхгазопроводов

Приложение А Сортамент полиэтиленовых газовых труб, соединительныеэлементы и их производители

Приложение Б Маркировка полиэтиленовых профилированных труб

Приложение В Буквенные обозначения величин и единицы их измерения,принятые в расчетах на прочность и устойчивость

Значение расчетной массы полиэтиленовых труб

Максимально допустимые рабочие давления для городских и межпоселковыхгазопроводов из различных типов труб

Приложение Г Примеры расчета на прочность и устойчивость

1 Определение необходимой величины балластировки

1.1 Балластировка пригрузами

1.2 Балластировка грунтом обратной засыпки, закрепляемым НСМ

2 Определение величины овализации газопровода и устойчивости круглойформы поперечного сечения

2.1 Определение величины овализации

2.2 Обеспечение устойчивости круглой формы поперечного сечения

Приложение Д Параметры технологического режима стыковой сварки нагретыминструментом труб и деталей из полиэтилена

Таблица Д.1 Температура рабочей поверхности нагретого инструмента, °С

Таблица Д.2 Время нагрева торцов труб tн,с, из ПЭ 80 и ПЭ 100

Таблица Д.3 Время нарастания давления осадки tд,с, для труб из ПЭ 80, ПЭ 100

Таблица Д.4 Время охлаждения стыка tохл, мин, не менее труб из ПЭ 80 и ПЭ 100

Приложение Е Машины (установки) для стыковой сварки труб из полиэтиленанагретым инструментом

Приложение Ж Аппараты для сварки полиэтиленовых труб деталями сзакладными нагревателями

Приложение И Источники питания для сварочной техники(мини-электростанции)

Приложение К Разъемные соединения «полиэтилен-сталь» на плоских фланцах

Размеры и масса фланцев стальных плоских приварных по ГОСТ 12820 ифланцев свободных по ГОСТ 12822 (исполнение 1)

Узлы соединений «полиэтилен-сталь»de 20-225мм

Приложение Л Монтажные котлованы с несанируемым участком (катушка,тройник, отвод) газопровода

Приложение М Порядок оформления контрольных образцов

Приложение Н Методика определения внешнего вида и размеров сварныхсоединений

Приложение П Методика испытаний сварных соединений на осевое растяжение

Приложение Р Методика ультразвукового контроля сварных соединений

Приложение С Критерии оценки качества группы дефектов

Группа дефектов -протяженные

Таблица С.1

Таблица С.2

Группа дефектов -одиночные

Таблица С.3

Таблица С.4

Приложение Т Методика испытаний сварных муфтовых соединений насплющивание

Приложение У Методика испытаний седловых отводов на отрыв

Приложение Ф Методика испытаний стыковых соединений на статический изгиб

Приложение X Методика испытаний сварныхсоединений на стойкость к постоянному внутреннему давлению

Приложение Ц Методика испытаний сварных соединений на длительное растяжение

Приложение Ш Методика испытаний сварных соединений на стойкость к удару

 


   
Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

Выставки и конференции по рынку металлов и металлопродукции

Установите мобильное приложение Metaltorg: