СП 34-116-97 :: Свод правил

ГОСТы, стандарты, нормы, правила

Поиск по ГОСТам и стандартам

Сортировать по дате по релевантности

расширенный поиск

Где

Слова

расположены относительно друг друга:
подряд
в одном предложении
не очень далеко ?

расположены на странице:

где угодно
в заголовке

употреблены в тексте:

в любой форме
точно так, как в запросе

В результатах поиска показывать ссылок на странице

СП 34-116-97
Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

СП 34-116-97

ВЕДОМСТВЕННЫЕСТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ,СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ

ПРОМЫСЛОВЫХНЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Instructions For Design,

Construction andRedesign of Field Oil and Gas Pipelines

Дата введения 1998-04-01

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РАЗРАБОТАНАВсероссийским научно-исследовательским институтом по строительствутрубопроводов и объектов ТЭК (АО ВНИИСТ), при участии Всероссийскогонаучно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ОООВНИИГАЗ) и проектного и научно-исследовательского института "ГазНИИпроект".

2. СОГЛАСОВАНА ГосстроемРоссии, письмо № 13-754 от 02.12.97 г.; Госгортехнадзором России, письмо №10-03/723 от 04.12.97 г.

3. РАЗРАБОТАНА позаданию Департамента нефтяной и газовой промышленности и Управления координацииинвестиционных программ в ТЭК по договору с Минтопэнерго России.

4. УТВЕРЖДЕНА И ВВЕДЕНАВ ДЕЙСТВИЕ с 1 апреля 1998 года приказом Минтопэнерго России от 23.12.1997 г. №441.

5. Разработчики выражаютблагодарность специалистам ВНИИ ГОЧС, Газнадзора РАО "Газпром", ГПРоснефти, Гипроспецгаза, АО "Сибпроектстроя" и ВНИИПО МВД за полезныезамечания и предложения, представленные по первой редакции "Инструкции+".

ВВЕДЕНИЕ

"Инструкция попроектированию, строительству и реконструкции промысловыхнефтегазопроводов" устанавливает технические характеристики промысловыхнефтегазопроводов, обеспечивающие безопасность людей, сооружений и окружающейсреды в зонах прокладки этих трубопроводов при выполнении ими основной задачи потранспорту планового количества продукта.

Достижение необходимыхэксплуатационных характеристик осуществляется путем регламентацииконструктивных решений, назначения системы расчетных коэффициентов,обеспечивающих необходимый уровень надежности, назначения безопасных расстояниймежду параллельными трубопроводами и от трубопроводов до наземных инженерныхсооружений, обеспечивающих нормативный уровень риска, назначения требований ктехнологическим операциям сооружения трубопроводов, обеспечивающих высокоекачество строительства трубопроводов в различных природных условиях приминимальном воздействии на окружающую среду и соблюдении техники безопасности,путем применения прогрессивных технологических решений.

Срок действия"Инструкции" - до выхода СНиП "Промысловые трубопроводы".

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящие нормыраспространяются на проектируемые строящиеся и реконструируемые промысловыестальные трубопроводы диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлениемсреды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземныххранилищ газа (ПХГ).

1.2. Состав промысловыхтрубопроводов, на которые распространяются настоящие нормы:

1.2.1. Для газовых игазоконденсатных месторождений:

газопроводы-шлейфы,предназначенные для транспортирования газа и газового конденсата от скважинместорождений и ПХГ до УКПГ, УППГ и от КС ПХГ до скважин для закачки газа впласт;

газопроводы, газовыеколлекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, трубопроводы длятранспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДКС, КС, ПХГ,ГПЗ, независимо от их протяженности;

трубопроводы для подачиочищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройстваместорождений;

трубопроводы сточных воддавлением более 10 МПа для подачи ее в скважины для закачки в поглощающиепласты;

метанолопроводы.

1.2.2. Для нефтяныхместорождений:

выкидные трубопроводы отнефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадкахскважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин дозамерных установок;

нефтегазосборныетрубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерныхустановок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

газопроводы длятранспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до УКПГ, УППГ илидо потребителей;

нефтепроводы длятранспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводнойнефти от ПС нефти и ДНС до ЦПС;

газопроводы длятранспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способедобычи;

газопроводы для подачигаза в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

трубопроводы системзаводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод вглубокие поглощающие горизонты;

нефтепроводы для транспортированиятоварной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;

газопроводы длятранспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;

ингибиторопроводы дляподачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяныхместорождений.

Сокращенные названияпромысловых объектов даны в справочном Приложении 1.

В дальнейшем тексте нормза исключением особо оговоренных случаев вместо слов "промысловый(е)трубопровод(ы)" будет употребляться слово "трубопровод(ы)".

Примечание:

1. Границами промысловыхтрубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствииограждения в пределах бровки отсыпки соответствующих площадок или условнойграницы участка.

2. К коллекторам(сборным, межпромысловым трубопроводам) относятся трубопроводы,транспортирующие продукт от пунктов подготовки (сбора) до головных сооруженийили ГПЗ.

3. Трубопроводы,транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давленииупругости паров при 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии относятся кнефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть - к нефтепроводам.

1.3. Настоящие нормы нераспространяются на трубопроводы для транспортирования продукции с высокимсодержанием сероводорода (парциальное давление выше 1 МПа) и продуктов стемпературой выше 100 °С, водоводы поддержания пластового давления длятранспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ИЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

2.1. Промысловыетрубопроводы могут проектироваться подземными, наземными с последующей отсыпкойнасыпи или надземными на опорах. Основным видом прокладки трубопроводов должнабыть подземная.

2.2. Трубопроводы,транспортирующие одинаковые и различные продукты, могут прокладыватьсяпараллельно действующим или проектируемым промысловым трубопроводам.

2.3. Температура газа,нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливатьсяисходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых ксохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежноститрубопровода.

2.4. При проектированиитрубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти инефтепродуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварныесоединения труб и арматуру, установленную на трубопроводах, необходимопредусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов откоррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

2.5. Трубопроводы длятранспорта газа и газового конденсата газовых и газоконденсатных месторожденийи ПХГ, а также нефтяного газа в зависимости от рабочего давления подразделяютсяна четыре класса:

I класс - при рабочемдавлении свыше 20 МПа до 32 МПа включительно;

II класс - при рабочемдавлении свыше 10 МПа до 20 МПа включительно;

III класс - при рабочемдавлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;

IV класс - при рабочемдавлении свыше до 2,5 МПа включительно.

2.6. Трубопроводы длятранспорта нефти, нефтепродуктов и других жидких продуктов нефтяныхместорождений в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

I класс - трубопроводыусловным диаметром 600 мм и более;

II класс - трубопроводыусловным диаметром менее 600 мм до 300 мм включительно;

III класс - трубопроводыусловным диаметром менее 300 мм.

2.7. Промысловыетрубопроводы должны быть запроектированы и построены таким образом, чтобы былаобеспечена надежная и безопасная их эксплуатация в течение всего срока службыпутем выбора соответствующих исходных материалов, обеспечения необходимогоуровня надежности и нормативного уровня риска, обеспечения качествастроительства.

2.8. Трубопроводынефтесбора нефтяных месторождений, а также трубопроводы систем заводнениянефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокиепоглощающие горизонты, нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПСдо сооружений, магистрального транспорта, должны выполняться из труб, имеющихвнутреннее антикоррозионное покрытие.

2.9. Основнымикритериальными характеристиками конструкций трубопроводов являются:

свойства исходных материаловдля сооружения трубопроводов (труб, соединительных деталей, арматуры,изоляционных покрытий, теплоизоляции, балластирующих устройств и др.), которыеопределяются соответствием их требованиям действующих норм, ГОСТ, ТУ на этиизделия;

надежность трубопроводовпри заданных условиях эксплуатации по давлению и температуре, котораяопределяется соответствием принятых конструктивных решений трубопроводов(толщина стенки трубопровода, глубина заложения, радиусы изгиба, пролеты принадземной прокладке, изоляционные покрытия и т.д.) требованиям действующихнорм;

безопасность, в т.ч.пожарная, которая определяется назначением соответствующих безопасныхрасстояний от промысловых трубопроводов до зданий и сооружений, находящихся взонах прохождения трубопроводов;

качество строительства,которое определяется соответствием результатов контроля качества при сооружениитрубопроводов, требованиям действующих норм;

стабильность положениятрубопровода в пространстве и во времени в течение всего срока эксплуатации.Эта эксплуатационная характеристика особенно важна для надземных прокладоктрубопроводов. Здесь должно быть предусмотрено в процессе эксплуатациипроведение освидетельствования положения трубопровода на опорах с цельювосстановления, в случае необходимости его проектного положения;

сохранность необходимогоуровня коррозионной защиты трубопровода в течение всего срока его эксплуатации,которая обеспечивается поддержанием параметров, определяющих защищенностьтрубопровода на требуемом уровне.

2.10. Гидравлический итепловой расчеты трубопроводов осуществляется в соответствии с действующимиметодиками или требованиями. Список рекомендуемых методик приведен в РД39-132-94.

3. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

3.1. Материалы иизделия, применяемые для строительства промысловых трубопроводов, должныотвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и другихнормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а такжетребованиям настоящего раздела.

3.2. Применениематериалов и изделий, не имеющих сопроводительного документа, подтверждающегосоответствие их требованиям государственных стандартов или технических условий,не допускается.

Трубы и соединительныедетали

3.3. Для промысловыхтрубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, сварные прямошовныеи спиральношовные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей, по ГОСТами техническим условиям, утвержденным в установленном порядке с выполнениемтребований настоящего раздела.

Допускается применениеимпортных труб, соответствующих требованиям настоящего раздела.

3.4. Овальность концовтруб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами в одномсечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1% для труб толщинойстенки менее 20 мм и 0,8% для труб толщиной стенки 20 мм и более.

3.5. Кривизна труб недолжна превышать 1,5 мм на 1 м длины: общая кривизна не должна превышать 0,15%длины трубы.

3.6. В металле труб иизделий не допускаются трещины, плены, рванины и закаты, а также расслоения,превышающие пределы, установленные соответствующими нормативными документами наих поставку. В зоне шириной не менее 40 мм от торцов труб не допускаютсярасслоения, превышающие 6,5 мм. Не допускается никаких расслоений, выходящих наторцы труб и приварных изделий.

Допускается зачисткаповерхностных дефектов, кроме трещин, при условии, что толщина стенки послезачистки не выходит за пределы своего минимального значения.

3.7. Концы труб должныбыть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торцов (косинареза) не должно превышать 1,6 мм для труб номинальным наружным диаметром 1020мм и более и 1,2 мм для труб номинальным наружным диаметром менее 1020 мм.

3.8. Концы труб должныиметь фаску, выполненную механическим способом. Для труб номинальной толщинойстенки менее 15 мм используется фаска с углом скоса 30° и допускаемымотклонением минус 5°. Для труб номинальной толщиной стенки 15 мм и более должнабыть использована фигурная форма разделки кромок.

Притупление должно бытьв пределах 1-3 мм.

3.9. Ударная вязкость(KCU) на поперечных образцах типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 (1 изменение) (Шарпи) ипроцент вязкой составляющей в изломе для основного металла труб номинальнойтолщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 1.Для труб номинальной толщиной стенки 6-12 мм допускается изготовлениеполнотолщинных (без обработки черновых поверхностей) образцов на ударнуювязкость. Для труб номинальной толщины стенки менее 6 мм ударная вязкость неопределяется. Для труб диаметром 325 мм и менее допускается определение ударнойвязкости на продольных образцах. Для труб диаметром менее 168 мм ударнаявязкость на образцах Шарпи не определяется.

Процент вязкойсоставляющей в изломе следует определять на полнотолщинных образцах DWTTвысотой 75 мм для труб номинальной толщины стенки 8,5 мм и более и высотой 50мм для труб номинальной толщины стенки менее 8,5 мм.

Таблица 1

Требования к ударнойвязкости KCU и вязкой составляющей

в изломе для основногометалла труб

Наружный диаметр труб, мм	Рабочее давление, МПа	Среднеарифметические значения ударной вязкости и вязкой составляющей в изломе при минимальной эксплуатационной температуре стенки трубопровода, не менее
		KCU на образцах типа 11-13 ГОСТ 9454-78 (1 изменение), Дж/см² (кгс·м/см²)	Вязкая составляющая в изломе образцов ДВТТ, %
1	2	3	4
До 426	До 25 вкл.	29,4(3,0)	-
	Св.25	34,8(3,5)	-
Св. 426 до 630 вкл.	До 16 вкл.	29,4(3,0)	50
	Св.16	39,2 (4,0)	50
Св. 630 до 820 вкл.	До 12 вкл.	29,4(3,0)	50
	Св. 12 до 16	39,2(4,0)	50
	Св. 16	49,0(5,0)	60
Св. 820 до 1020 вкл.	До 7,5 вкл.	39,2(4,0)	60
	Св. 7,5 до 12 вкл.	58,8(6,0)	70
	Св. 12	78,5(8,0)	80
Св. 1020 до 1400 вкл.	До 7,5 вкл.	78,5(8,0)	80
	Св. 7,5 до 12 вкл.	108(11,0)	85
	Св. 12	118(12,0)	85

Для труб толщиной стенкидо 12 мм включительно допускается определение вязкой составляющей в изломе наобразцах Шарпи. Для труб условным диаметром менее 500 мм, а также длятрубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по вязкойсоставляющей в изломе не предъявляются, если эти требования специально неоговорены нормативной документацией на поставку.

3.10. Ударная вязкость(KCU) для основного металла и сварных соединений труб и соединительных деталейна образцах типа 1-3 по ГОСТ 9454-78 и ГОСТ 6996-66, соответственно, должнаотвечать требованиям, приведенным в табл. 2 и определенным при температуре минус60 °С для изделий северного исполнения и минус 40 °С для изделий обычного(умеренного) исполнения. Направления и условия вырезки образцов из основногометалла труб и соединительных деталей должны удовлетворять требованиям п. 3.9.Местоположение надреза на образцах со сварными соединениями устанавливаетсянормативной документацией на поставку.

Таблица 2

Требования к ударнойвязкости KCU

Номинальная толщина	Среднеарифметическое значение ударной вязкости, не менее, Дж/см² (кгс·м/см²)
1	2
От 6 до 12 включительно	34,3 (3,5)
Свыше 12 до 25 включительно	39,2 (4,0)
Свыше 25	44,1(4,5)

3.11. Ударная вязкостьсварных соединений для труб, выполненных дуговой сваркой, на образцах с острымнадрезом (Шарпи) при температуре 0 °С должна быть не ниже 39,2 Дж/см²(4,0 кгс·м/см²). Образцы Шарпи для сварного соединения должны иметьсечение 10´10 мм² длятруб номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 5´10 мм² для труб номинальной толщинойстенки 12 мм и менее. Местоположение надреза устанавливается нормативнойдокументацией на поставку труб.

3.12. Сварные соединениятруб и изделий должны иметь плавный переход от основного металла к металлу швабез резких переходов, подрезов, несплавлений по кромке, непроваров, осевойрыхлости и других дефектов формирования шва.

Усиление наружного швадолжно находиться в пределах 0,5-2,5 мм для труб толщиной стенки до 12 ммвключительно и 0,5-3,0 мм для труб толщиной стенки свыше 12 мм. Высота усилениявнутреннего шва должна быть в пределах 0,5-2,5 мм.

3.13. Сварные швы должныподвергаться 100%-ному ультразвуковому контролю (УЗК) с последующейрасшифровкой отсечек УЗК рентгеновским просвечиванием.

3.14. Временноесопротивление сварного соединения должно быть не менее нормативного значениявременного сопротивления для основного металла труб в соответствующемнаправлении.

3.15. Пластическаядеформация металла труб при холодном экспандировании не должна превышать 1,2 %.

3.16. Свариваемость труби приварных изделий должна определяться:

по результатамэкспериментального определения качества сварных соединений, выполненных темиметодами сварки, которые будут использоваться при строительстве магистральныхтрубопроводов;

по показателюсвариваемости.

Показатель свариваемостиоценивается по эквиваленту углерода С или р металла труб иизделий независимо от состояния поставки по формулам:

(1)

, (2)

где: C, Mn, Cr, Mo,V, Ti, Nb, Cu, Ni, Si и B - массовые доли (%) соответственноуглерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля,кремния и бора в стали.

Величины С и р не должныпревышать соответственно 0,44 и 0,24.

3.17. Каждая трубадолжна подвергаться на заводе-изготовителе испытанию гидростатическим давлением,вызывающим в минимальной толщине стенки трубы кольцевые деформации, равныедеформациям, вызванным испытанием трубы без осевого подпора.

Величинагидростатического давления при отсутствии осевого подпора определяется поформуле:

, (3)

в которой значение Rпринимается равным от нормативного предела текучести: 95 % в течение 20 с длясварных труб, выполненных дуговой сваркой; 95% в течение 10 с для сварных труб,выполненных токами высокой частоты; 80% в течение 10 с для бесшовных труб.

Заводом-изготовителемдолжна быть гарантирована возможность доведения давления гидравлическогоиспытания при испытании трубопровода до давления, вызывающего напряженноесостояние, при котором в минимально допустимой стенке трубы R равнонормативному значению предела текучести.

3.18. Остаточныймагнетизм на торцах труб и изделий не должен превышать 30 Гс.

3.19. Соединительныедетали трубопроводов - тройники, переходы, отводы и днища (заглушки) - должныизготавливаться в соответствии с государственными стандартами или техническимиусловиями, утвержденными в установленном порядке, из труб или листовой стали.Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетворять требованиям пп.3.6; 3.8; 3.10; 3.12; 3.13 и 3.14.

Ударная вязкостьосновного металла и сварных швов должна соответствовать требованиям табл. 2.

Требования к ударнойвязкости для соединительных деталей диаметром 57-219 мм или номинальнойтолщиной стенки менее 6 мм не регламентируются.

Для промысловыхтрубопроводов должны применяться следующие конструкции соединительных деталей:

тройники горячейштамповки;

тройники штампосварные сцельноштампованными ответвлениями горячей штамповки;

тройники сварные безспециальных усиливающих элементов (ребер, накладок и т.д.);

переходы концентрическиеи эксцентрические штампованные и штампосварные;

отводы гнутые гладкие,изготовленные из труб путем протяжки в горячем состоянии, гнутые прииндукционном нагреве или штампосварные из двух половин;

днища (заглушки)эллиптические или сферические.

Толщина стеноксоединительных деталей определяется расчетом и должна быть не менее 4 мм.

3.20. Конденсатосборникидолжны быть из труб и деталей заводского изготовления. Диаметр и толщина стенокконденсатосборников определяется расчетом.

Конденсатосборникидолжны быть покрыты антикоррозионной изоляцией, соответствующей изоляциитрубопровода на данном участке, и подвергнуты предварительному гидравлическомуиспытанию на давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

3.21. При изготовлениисварных соединительных деталей должна применяться многослойная сварка собязательной подваркой корня шва деталей диаметром 300 мм и более.

После изготовлениясварные соединительные детали должны быть подвергнуты термообработке.

3.22. Соединительныедетали должны испытываться гидравлическим давлением, равным 1,3 рабочегодавления для деталей трубопроводов категории II и III и 1,5 - для деталейтрубопроводов категории I.

3.23. Для изолирующихфланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 12821-80 (4изменения). Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состояниидолжно быть не менее 10³ Ом.

3.24. Диаметр отверстийво фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, а также длина этихкрепежных деталей должны выбираться с учетом толщины изолирующих(диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцев изолирующегосоединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальнойполосы размером 30 х 6 мм.

3.25. Конструкциярегулирующей и предохранительной арматуры должна обеспечивать герметичность,соответствующую I классу по ГОСТ 9544-93.

3.26. Разделка кромокприсоединительных концов деталей и арматуры должна удовлетворять условиямсварки.

Сварочные материалы

3.27. Для ручнойэлектродуговой сварки стыков промысловых трубопроводов должны применятьсяэлектроды с целлюлозным (Ц), основным (Б) и рутиловым (Р) видами покрытий поГОСТ 9466-75 и ГОСТ 9467-75.

Выбор типа электродовдолжен производиться в соответствии с табл.3.

Таблица 3

Типы электродов

Нормативное значение временного сопротивления металла труб, кгс/мм²	Назначение электрода	Тип электрода (по ГОСТ 9467-75) вид электродного покрытия (по ГОСТ 9466-75)
1	2	3
До 55 включит. От 55 до 60 включит.	Для сварки первого (корневого) слоя шва неповоротных стыков труб	Э42-Ц Э42-Ц, Э50-Ц
До 55 включит. От 55 до 60 включит.	Для сварки "горячего" прохода неповоротных стыков труб	Э42-Ц; Э50-Ц Э42-Ц, Э50-Ц, Э60-Ц
До 50 включит. От 50 до 60 включит.	Для сварки и ремонта сваркой корневого слоя шва поворотных и неповоротных стыков труб	Э42А-Б, Э46А-Б Э50А-Б, Э60-Б5*
До 50 включит. От 50 до 60 включит.	Для подварки изнутри трубы	Э42А-Б, Э46А-Б Э50А-Б
До 50 включит. От 50 до 55 включит.	Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва (после "горячего" прохода электродами Ц или после корневого слоя шва, выполняемого электродами Б)	Э42А-Б, Э46А-Б Э50-Б, Э55-Ц

Примечание:

1. Помеченные звездочкой(*) типы электродов предназначены для сварки термоупрочненных труб.

2. Для сваркипромысловых газопроводов IV класса с нормативным значением временногосопротивления до 46 кгc/мм² могут применяться электроды с покрытиемрутилового вида - типов Э42-Р и Э46-Р по ГОСТ 9466-75.

3.28. Для автоматическойсварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы по ГОСТ 9087-81 ипроволоки углеродистые или легированные преимущественно с омедненнойповерхностью по ГОСТ 2246-70.

3.29. Аттестованныесочетания марок флюсов и проволок в зависимости от нормативного значения ивременного сопротивления металла свариваемых труб выбираются в соответствии стехнологической картой.

3.30. Для автоматическойгазоэлектрической сварки стыков труб должны применяться:

сварочная проволока сомедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70;

углекислый газ по ГОСТ8050-85 (2 изменения) - (двуокись углерода газообразная);

аргон газообразный поГОСТ 10157-79;

смесь из углекислогогаза и аргона.

3.31. Длягазокислородной сварки должны применяться:

технический кислородпервого, второго и третьего сортов по ГОСТ 5583-78;

технический ацетилен.

3.32. Для автоматическойи полуавтоматической сварки стыков труб применяются самозащитные порошковыепроволоки, аттестованные марки которых следует выбирать в соответствии стехнологической картой.

Изделия для закреплениятрубопроводов против всплытия

3.33. Для закрепления(балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, назаболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющиенавесные или кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошныеутяжеляющие покрытия, балластирующие грузы с использованием грунта и анкерныеустройства по техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

3.34. Все изделия,применяемые для закрепления трубопроводов, должны обладать химической имеханической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой ониустанавливаются.

3.35. Навесныеутяжеляющие одиночные грузы должны изготовляться в виде изделий из бетона,особо тяжелого бетона, железобетона и других материалов с плотностью не менее2200 кг/м³ (для особо тяжелых бетонов - не менее 2900 кг/м³).

Номинальная массаутяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

Примечание.Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошногообетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП2.03.11-85.

3.36. Скорлупообразныегрузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных полуцилиндров.

3.37. Анкерныеустройства должны изготавливаться из чугуна или стали, обеспечивающихмеханическую прочность и возможность соединения их между собой.

Материалыпротивокоррозионных покрытий

3.38. Дляпротивокоррозионных покрытий трубопроводов должны применяться материалы,приведенные в табл. 4.

Таблица 4

Материалы для защитныхпокрытий

			Толщина защитного покрытия, мм, не менее
Условия нанесения покрытия	Номер конструкции	Конструкция (структура) защитного покрытия	для труб диаметром (мм) не более					Максимальная температура эксплуатации
			273		530	820	1420
1	2	3	4		5	6	7	8
1. Защитные покрытия усиленного типа
Заводское или	1	Трехслойное полимерное:		2,0	2,2	2,5	3,0	333(60)
базовое		- грунтовка на основе термореактивных смол; - термоплавкий полимерный подслой;
		- защитный слой на основе экструдированного полиолефина
Заводское или базовое	2	Двухслойное полимерное: - термоплавкий полимерный подслой;		2,0	2,2	2,5	3,0	333(60)
		- защитный слой на основе экструдированного полиолефина;
Заводское, базовое или трассовое	4	На основе полиуретановых смол		1,5	2,0	2,0	2,0	353(80)
Заводское или базовое	5	На основе порошковых эпоксидных красок		0,35 для труб диаметром не более 820 мм				353(80)
Заводское или базовое	6	Стеклоэмалевые: - однослойные;		0,3	0,3	-	-	423(150)
		- двухслойные		0,4	0,4	-	-	423(150)
Заводское или базовое	7	Комбинированные на основе мастики и экструдированного полиолефина:		2,5	3,0	-	-	313(40)
		грунтовка битумная или битумно-полимерная;
		- мастика битумная или асфальто-смолистая, модифицированная, толщиной не менее 0,5 мм; - защитный слой из экструдированного полиолефина
Заводское или базовое	8	Комбинированное на основе полимерной ленты и экструдированного полиолефина:		2,2	2,5	2,8	3,5	313(40)
		- грунтовка полимерная;
		- лента изоляционная липкая, толщиной не менее 0,45 мм в один слой; - защитный слой на основе экструдированного полиолефина
Заводское или базовое	9	На основе термоусаживающихся материалов		1,2	1,8	2,0	2,4	373(100)
Базовое	10	Ленточное полимерное: - грунтовка полимерная; - лента изоляционная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм; - обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм		1,2	1,8	2,4	-	313(40)
Базовое	11	Ленточное полимерное, термостойкое:		1,2	1,8	2,4	-	353(80)
		- грунтовка полимерная; - лента изоляционная термостойкая полимерная, толщиной не менее 0,6 мм;
		- обертка защитная термостойкая, толщиной не менее 0,6 мм или армированная стеклотканью с липким слоем
Базовое	12	Мастичное полимерное армированное:		5,0				313(40)
		грунтовка полимерная;		для всех диаметров труб до 1020 мм включительно
		- мастика изоляционная битумно-полимерная, толщиной не менее 2,0 мм;
		- нитепрошивная стеклосетка, пропитанная битумно-полимерной мастикой, толщиной не менее 1,8 мм;
		- лента изоляционная липкая, толщиной не менее 0,6 мм;
		- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,6 мм в один слой
Трассовое	13	Мастичное:		6,0				313(40)
или базовое		- грунтовка битумная или битумно-полимерная;		для всех диаметров труб не более 820 мм
		- мастика изоляционная битумная, битумно-полимерная или на основе асфальто-смолистых соединений, толщиной не менее 3,0 мм;
		- рулонный армирующий материал;
		- мастика изоляционная битумная, битумно-полимерная или на основе асфальто-смолистых соединении, толщиной не менее 3,0 мм
		- рулонный армирующий материал;
		- обертка защитная
Трассовое	14	Комбинированные, на		4,0				313(40)
		основе мастики или полимерной ленты:		для всех диаметров труб не более 820 мм
		- грунтовка битумно-полимерная;
		- мастика изоляционная на основе битума или асфальто-смолистых соединений;
		- лента полимерная, толщиной не менее 0,4 мм;
		- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,5 мм
Трассовое	15	На основе термоусаживающихся материалов		1,2	1,2	1,2	2,0	373(100)
Трассовое	16	Ленточное полимерное:		1,2				313(40)
		- грунтовка полимерная;		для всех диаметров труб не более 820 мм
		- лента изоляционная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм;
		- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм
Трассовое	17	Ленточное полимерное:		1,8	1,8	1,8	1,8	313(40)
		- грунтовка полимерная;
		- лента изоляционная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм в два слоя;
		- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм
Трассовое	18	Ленточное полимерное, термостойкое:		1,2	1,2	1,2	-	353(80)
		- грунтовка полимерная;
		- лента изоляционная термостойкая, полимерная, толщиной не менее 0,6 мм;
		- обертка защитная термостойкая, толщиной не менее 0,6 мм или армированная стеклотканью с липким слоем
Трассовое	19	Ленточное полимерно-битумное:		3,0	3,0	3,0	3,6	313(40)
		- грунтовка битумно-полимерная;
		- лента полимерно-битумная, толщиной не менее 1,5 мм в два слоя;
		- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм
Трассовое	20	Ленточное полимерное с вулканизирующим слоем (адгезивом):		1,2	1,2	1,2	1,8	313(40)
		- грунтовка полимерная вулканизирующая;
		- лента изоляционная полимерная с вулканизирующим слоем, толщиной не менее 0,6 мм в один или два слоя;
		- обертка защитная полимерная липкая, толщиной не менее 0,6 мм в один слой
2. Защитные покрытия нормального типа
Трассовое	21	Ленточное:		1,2				303(30)
		- грунтовка полимерная или битумно-полимерная;		для всех диаметров труб не более 820 мм
		- лента изоляционная полимерная, липкая в один или два слоя, общей
		толщиной не менее 0,7 мм;
		- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,5 мм
Трассовое	22	Ленточное полимерно-битумное:		2,0	2,0	2,0	-	313(40)
		- грунтовка битумно-полимерная;
		- лента полимерно-битумная, толщиной не менее 1,5 мм;
		- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,5 мм
Трассовое	23	Мастичное:		4,0				303(30)
		- грунтовка битумно-полимерная;		для всех диаметров труб не более 820 мм
		- мастика изоляционная на основе битумов или мастика изоляционная битумно-полимерная, толщиной не менее 2,0 мм;
		- рулонный армирующий материал;
		- мастика изоляционная на основе битумов или мастика изоляционная битумно-полимерная, толщиной не менее 2,0 мм;
		- обертка защитная

Примечания:

Для сохранности покрытий заводского илибазового нанесения в период транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ,складирования предусмотреть специальные меры в соответствии с НТД, исключающиемеханические повреждения.

Толщина покрытий над усилением сварногошва должна быть не менее 1,5 мм для труб диаметром не выше 530 мм, не менее 2,0- для труб диаметром не выше 820 мм и не менее 2,5 - для труб диаметром 1020 мми выше.

Для труб диаметром не более 426 ммдопускается толщина 2,0 мм.

Для труб диаметром более 114 ммдопускается толщина 2,2 мм.

Для труб 530 мм и более конструкциязащитного покрытия состоит из 2 слоев ленты и одного или двух слоев обертки.

Данная конструкция допускается кприменению на нефте- и нефтепродуктопроводах.

Для труб диаметром 820 мм при пролеганиитрубопровода в мягких грунтах допускается применение покрытия без обертки посогласованию с заказчиком и Госгортехнадзором России.

Под максимальной температуройэксплуатации понимается максимальная температура транспортируемого продукта.

Для переизоляции газопроводов со срокомамортизации не более 10 лет.

3.39. Покрытияусиленного типа должны соответствовать требованиям, приведенным в табл. 5,нормального типа - в табл. 6.

Таблица 5

Требования к покрытиямусиленного типа

№№ п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Метод испытаний	Норма	Номер (№) конструкции покрытия по таблице 4
1	2	3	4	5	6
1.	Прочность при разрыве, не менее, при температуре:			-	-
	- 293 К (20 °С)	МПа	ГОСТ 11262-80	12,0	1, 2, 9, 15
	- 293 К (20 °С)	МПа	ГОСТ 11262-80	10,0	7, 8
	- 293 К (20 °С)	МПа	ГОСТ 14236-81	18,0	10, 11, 16, 17, 18, 20
	-333 К (60 °С)	МПа	ГОСТ 11262-80	10,0	1, 2, 9, 15
	- 353 К (80 °С)	МПа	ГОСТ 14236-81	10,0	11, 18
	- 383 К (110 °С)	МПа	ГОСТ 11262-80	8,0	9, 15
2.	Относительное удлинение при разрыве, не менее, при температуре:
	- 293 К (20 °С)	%	ГОСТ 11262-80	200	1, 2, 7, 8, 9, 15
	- 233 К (минус 40 °С)		ГОСТ 11262-80	100	1, 2, 7, 8, 9, 15
	- 293 К (20°С)		ГОСТ 14236-81	200	10, 11, 16, 17, 18, 20
	- 233 К (минус 40 °С)		ГОСТ 14236-81	100	10, 11, 16, 17
	- 293 К (20 °С)		ГОСТ 18299-72	5	5
3.	Изменение относительного удлинения при разрыве, после выдержки при 383 К (110 °С) в течение 2400 час.	%	-	25	1, 2, 7, 8, 9, 10, 11, 15, 16, 17, 18, 20
4.	Температура хрупкости, не выше	К(°С)	ГОСТ 16783-71	213 (-60)	10,11,15,16,17, 18,20
5.	Морозостойкость мастичного слоя, не выше	К(°С)	ГОСТ 2678-94	253 (-20) 263 (-10)	7, 12, 19 13, 14
6.	Стойкость к растрескиванию при температуре 323 К (50 °С), не менее	час.	ГОСТ 13518-68	1000	Для покрытий с толщиной полиолефинового слоя не менее 1 мм: (1, 2, 7, 8, 9, 15)
7.	Стойкость к воздействию УФ-радиации в потоке 600 кВт·час/м при температуре 323 К (50 °С), не менее	час.	ГОСТ 16337-77	500	1, 2, 7, 8, 9, 10, 11
8.	Прочность, при ударе, не менее, при температуре:				Для всех покрытий заводского нанесения (кроме 1,2),
	- от 233 К (минус 40 °С) до 313 К (40 °С)	Дж	ГОСТ 25812-83		для труб диаметром:
				10,0	1020 мм и выше;
				8,0	630-820 мм;
				6,0	325-530 мм;
				4,0	до 273 мм
				4,0	Для всех покрытий трассового нанесения
	-293 К (20 °С)			5,0	1, 2 (для труб диаметром до1220 мм)
9.	Адгезия в нахлесте при температуре 293 К (20 °С), не менее:	Н/см	ГОСТ 25812-83
	- ленты к ленте			7,0	10, 11, 16, 17, 18, 19
				35,0	9, 15, 20
	- обертки к ленте			5,0	10, 11, 16, 17, 18, 19
	- слоя экструдированного полиолефина к ленте			15,0	8 (для труб диаметром 530 мм и выше)
10	Адгезия к стали, не менее, при температуре: - 293 К (20 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	70,0	1,2 (для труб диаметром 1020 мм)
	- 293 К (20 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	50,0	1,2 (для труб диаметром 820-1020 мм)
	-293 К(20 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	35,0	1, 2, 9, 15
	- 293 К (20 °С)	Балл	ГОСТ 15140-78	1	5
	- 293 К (20 °С)	Н/см	ГОСТ 25812-83 или ГОСТ 411-77 (Метод А)	20,0	8, 10, 11, 16, 17, 18
	- 293 К (20 °С)	Н/см	ГОСТ 25812-83 ГОСТ 411-77 (Метод А)	25,0	20
	- 293 К (20 °С) - 293 К (20 °С)	МПа/м² МПа/м²	ГОСТ 25812-83 ГОСТ 14759-69	0,2 0,1	12, 13 7, 14, 19
	- 313 К (40 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	20,0	1, 2, 9, 15, 20
	- 313 К (40 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод А)	10,0	8, 10, 16, 17
	- 333 К (60 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	9,0	1,2 (для труб диаметром до 1020 мм)
	- 333 К (60 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	9,0	9, 15
	- 353 К (80 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод А)	1,5	11, 18
	- 258 К (минус 15 °С)	МПа/м²	ГОСТ 14759-69	0,2	7, 14,19
11.	Адгезия к стали (не менее) после выдержки в воде 1000 час при температуре:
	- 293 К (20 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	35,0	1, 2, 20 (для труб диаметром 820 -1020 мм)
	- 293 К (20 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	30,0	1, 2, 9, 15, 20
	- 293 К (20 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод А)	15,0	10, 11, 16, 17, 18
	- 313 К (40 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	35,0	1,2 (для труб диаметром 820-1020 мм)
	- 313 К (40 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	30,0	1, 2, 9, 15
	- 313 К (40 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод А)	15,0	8, 10, 16, 17
	- 353 К (50 °С)	Балл	ГОСТ 15140-78	1	5
	- 333 К (60 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	35,0	1,2 (для труб диаметром 820-1020 мм)
	- 333 К (60 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод Б)	30,0	1, 2, 9, 15
	- 371 К (98 °С)	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод А)	15,0	11, 18
12.	Адгезия к стали после выдержки на воздухе 1000 час при температуре 373 К (100°С), не менее	Н/см	ГОСТ 411-77 (Метод А)	20,0	8, 10, 11, 15, 17, 18
13.	Грибостойкость, не менее	Балл	ГОСТ 9048-9050, 9052	2	Для всех покрытий усиленного типа
14.	Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при температуре:
	- 293 К (20 °С)	см²	Аналогично ASTMG-8	5,0	Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм
				5,0	9,15
	- 293 К (40 °С)	см²	-"-	10,0	Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм
				10,0	9, 15
	- 333 К (60 °С)	см	-"-	15,0	Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм
				15,0	9, 15
	- 353 К (80 °С)	см²	-"-	20,0	11, 18
	-353 К (80 °С)	см²	-"-	8,0	4, 5
15.	Сопротивление изоляции на законченных строительством и засыпанныx участках трубопровода при температуре выше 273 К (0°С), не менее	Ом·м²	ГОСТ 25812-83	3·10	1, 2, 9, 15, 20
				1·10	5, 7, 8, 11, 14, 16, 17, 18
				5·10	12, 13, 19
16.	Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении	кВ/мм	-	5	Все покрытия, кроме 5, 6
17.	Водопоглощение ленты или обертки в течение 1000 часов при температуре 293 К (20°С), не более	%	ГOCT 4650-80	0,5	8, 10, 11, 16, 17, 18, 20

Примечания:

Показатели свойств замеряют притемпературе 293 К (20°С), если специально не оговорено другое.

Прочности при разрыве комбинированныхпокрытий, лент и защитных оберток (в МПа) относят только к толщине несущейполимерной основы, без учета толщины мастичного или каучукового подклеивающегослоя. При этом прочность при разрыве, отнесенная к общей толщине лентыизоляционной, должна быть не менее 50 Н/см ширины, а защитной обертки - неменее 80 Н/см ширины.

Показатель применяют только для покрытийна основе полиолефинов. Для других полимеров - по соответствующим НДТ.

До 01.01.1999 г. настоящий показательдля лент допускается принимать 5 Н/см, а для оберток - 3 Н/см.

По согласованию с заказчиком ипотребителем допускается балл 3.

Сопротивление изоляции для всех видовпокрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8раз через 20 лет эксплуатации.

Адгезия к трубе перед засыпкойтрубопровода допускается при температуре окружающего воздуха до 273 К (0 °С)7,5 Н/см, а выше 273 К (0 °С) - 10,0 Н/см.

По согласованию с заказчиком дляполивинилхлоридной (ПВХ) допускается температура хрупкости 253 К (минус 20 °С).

Таблица 6

Требования к покрытиямнормального типа

№№ п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Метод испытаний	Норма
1	2	3	4	5
1.	Прочность при разрыве, не менее	Н/см	ГОСТ 14236-81
	- обертки			70
	- ленты изоляционной			50
2.	Относительное удлинение при разрыве ленты, обертки, не менее	%		100
3.	Изменение относительного удлинения при разрыве ленты, обертки, после выдержки при температуре 373 К (100°C) в воде в течение 1000 час., не более	%	ГОСТ 14236-81	10
4.	Адгезия к стали, не менее, для покрытий: - ленточных	Н/см	ГОСТ 25812-83 ГОСТ 411-77 (Метод А)	10
	- мастичных	МПа	ГОСТ 25812-83	0,2
5.	Грибостойкость	Балл	ГОСТ 9048-9050, 9052	2
6.	Водопоглощение ленты и обертки, не более, в течение 1000 час. при температуре 293 К (20°С)	%	ГОСТ 4650-80	0,5
7.	Сопротивление изоляции на законченных строительством участках трубопровода при температуре выше 273 К (0°С), не менее	Ом·м²	ГОСТ 25820-83	5·10
8.	Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя электрическим током при напряжении	кВ/мм толщины	-	5
9.	Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при температуре 293 К (20°С)	см	ASTMG-8	10
10.	Температура хранения, не выше	К(°С)	ГОСТ 16783-71	253 К (-20°С)

Примечания:

Характеристики замеряют при температуре293 К (20°С), если не оговаривается другое.

Показатель относится к покрытиям наоснове полиолефинам и ПВХ, для других полимеров согласно соответствующей НТД.

По согласованию с заказчиком ипотребителем допускается балл 3.

Адгезия к стали лент на основеполивинилхлорида должна быть не менее 5 Н/см ширины.

Сопротивление изоляции для всехвидов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и болеечем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

3.40. Для защитывнутренней поверхности трубопроводов применяется покрытия, приведенные втаблице 6а.

Таблица 6а

Типы внутренних защитныхпокрытий

Условия нанесения покрытия	Тип защитного покрытия	Кол-во слоев	Суммарная толщина покрытия	Степень агрессивности транспортируемой среды
1	2	3	4	5
Базовое	Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенольных материалов, содержащих растворитель	2-5	125-300	1, 2, 4
Базовое	Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных материалов:		300-500	1, 2, 3
	- с высоким (>70%) содержанием сухого остатка;	1-2
	- не содержащих растворитель	1
Базовое	Порошковые покрытия на основе полимерных эпоксидных и модифицированных эпоксидных материалов, наносимых по жидкой адгезионной грунтовке (праймеру)	1 (праймер) 1 (порошок)	300-500	1, 2, 3, 4
Базовое	Стеклоэмалевые покрытия
	- безгрунтовое	1	300	1,2,3
	- покровное	2	400	1,2,3,4

Примечания:

Согласно РД 39-0147103-362-86"Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлениипроектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений"среды по степени агрессивного воздействия на трубопроводы и оборудованиенефтепромыслов подразделяются на: 1 - неагрессивные; 2 - слабоагрессивные; 3 -среднеагрессивные; 4 - сильноагрессивные.

Для сильноагрессивных сред (4)применяются покрытия только на основе фенольных смол.

При проектированиисредств защиты от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводовнеобходимо руководствоваться требованиями нормативной документации,разработанной и утвержденной в установленном порядке.

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕНЕОБХОДИМОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Необходимый уровеньконструктивной надежности промысловых трубопроводов обеспечивается путемкатегорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения иопределения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условияработы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие наних нагрузки.

4.2. Промысловыетрубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются ихназначением и характеризуются объемом неразрушающего контроля сварныхсоединений и величиной испытательного давления, приведенными в разделах 16, 25.

Категории трубопроводови их участков должны приниматься по табл. 7 и 8.

Таблица 7

Категории трубопроводовв зависимости от их назначения

№№ п/п	Назначение трубопроводов	Категория трубопроводов
1	2	3
1.	Метанолопроводы и трубопроводы, транспортирующие вредные среды, трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па Трубопроводы нестабильного конденсата I и II классов, ингибиторопроводы, газопроводы-шлейфы I и II классов, газовые и межпромысловые коллекторы, газопроводы I класса, нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м³/т и более, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением 10 МПа и более, трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов с давлением 10 МПа и выше	II
2.	Выкидные трубопроводы нефтяных скважин, нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м³/т, II класса с газовым фактором 300 м³/т и более, газопроводы II и III классов, трубопроводы нестабильного конденсата III класса, газопроводы-шлейфы III класса, трубопроводы систем заводнения, транспортирующих пресную воду с давлением 10 МПа и более, транспортирующих пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса Трубопроводы нестабильного конденсата IV класса, газопроводы-шлейфы IV класса, нефтегазопроводы II класса с газовым фактором менее 300 м³/т и III класса независимо от газового фактора, нефтепроводы II и III классов, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду с давлением менее 10 МПа	III

Примечания:

1. Трубопроводы,прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, теряющих приоттаивании несущую способность (с относительной просадочностью более 0,1)должны приниматься не ниже II категории.

2. Для трубопроводов,транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода 300 Па и менее,категория назначается так же, как для трубопроводов со средами, не содержащимисероводорода.

Таблица 8

Категории участковтрубопроводов

		Категории участков
№№ п/п	Наименование участков трубопроводов	метанолопроводов, трубопроводов, транспортирующих вредные вещества (кроме транспортирующих вещества с содержанием H S	газопроводов и трубопроводов нестабильного конденсата для транспортировки сероводородосодержащих продуктов		газопроводов и трубопроводов нестабильного конденсата для транспорта бессернистых продуктов		выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтегазопроводов, конденсатопроводов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводород- содержащих продуктов				трубопроводов систем заводнения при >10 МПа
		при категории трубопроводов
		II	II	II		III		II		III		III
1	2	3	4	5		6		7		8		9
1.	Переходы через водные преграды
1.1.	Судоходные и несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды), трубопроводы, прокладываемые способом наклонно-направленного бурения	I	I	-		II		I		II		II
1.2.	Несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м в русловой части, оросительные и деривационные каналы	I	-	-		II		-		II		-
1.3.	Горные потоки (реки) при подземной прокладке и поймы рек по горизонту высоких вод 10% обеспеченности	-	-	-		II		-		II		-
1.4.	Участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10% обеспеченности	-	-	-		-		-		II		-
2.	Переходы через болота
2.1.	Тип II	-	-	-		II		-		II		-
2.2.	Тип III	I	-	-		II		-		II		II
3.	Переходы через железные и автомобильные дороги
3.1.	Железные дороги колеи 1524 мм общей сети (на перегонах), включая участки по обе стороны дороги длиной 65 м каждый от осей крайних путей, но не менее 50 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги и автомобильные дороги общего пользования 1-а, 1-б, II, III категорий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	I	I	I		I		I		I		I
3.2.	Железные дороги промышленных предприятий колеи 1524 мм (внешние, внутренние железнодорожные пути), включая участки по обе стороны дороги длиной 50 м каждый от осей крайних путей и автомобильные дороги общего пользования IV, V категорий, внутренние площадочные автодороги промышленных предприятий, дороги I-л, II-л, III-л, IV-л категорий; внутрихозяйственные автодороги I-c категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	-	-	-		II		-		-		-
4.	Трубопроводы, прокладываемые в слабо связанных барханных песках в условиях пустынь; участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения; газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов и узлы подключения трубопровода к межпромысловому коллектору и примыкающие к ним участки длиной не менее 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла и участки между охранными кранами УКПГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ	-	-	-		II		-		-		-
5.	Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций	I	-	-		II		-		II		-
6.	Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты и нефтепроводы, нефтегазопроводы, конденсатопроводы, выкидные трубопроводы нефтяных скважин, прокладываемые параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а также выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстояние от них до: 300 м - при диаметре труб 700 мм и менее; 500 м - при диаметре труб до 1000 мм включительно; 1000 м - при диаметре труб более 1000 мм	-	-	-		-		-		II		-
7.	Узлы запуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов по 100 м, примыкающие к ним; трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям, подверженным карстовым явлениям; трубопроводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ в пределах 250 м от ограждения и узлы линейной запорной арматуры	-	-	-		II		-		II		-
8.	Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтегазопроводами, конденсатопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации	-	-	-		II		-		II		II
9.	Пересечения с воздушными линиями электропередач и высокого напряжения	в соответствии с требованиями ПУЭ
10.	Трубопроводы ввода-вывода, транзитные трубопроводы	I	I	I		I	-		-		-
11.	Трубопроводы обвязки куста скважин	I	I	I		I	-		-		-

Примечание:

1. Тип болот следуетпринимать в соответствии со справочным приложением 5.

2. Действующиетрубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (позаключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатирующейорганизации и соответствующего органа государственного надзора), припересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а такжеподземными коммуникациями, указанными в позиции 8, не подлежат заменетрубопроводами более высокой категории.

3. Действующиетрубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогамиподлежат реконструкции в соответствии с позицией 3 таблицы.

4. Категорию участковтрубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплениюводохранилищем, следует принимать как для переходов через судоходные водныепреграды.

5. При небольшойпродолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) инезначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведениеаварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения,выполнение требований позиций 1.3 и 1.4 для газопроводов на поймахнеобязательно.

6. В местах пересечениятрубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться только подземнаяпрокладка под углом не менее 60°.

4.3. Значениякоэффициентов надежности по назначению трубопроводов () и коэффициентовусловий работы трубопровода () должны приниматься по табл.9 и 10.

Таблица 9

Значения коэффициентовнадежности по назначению трубопровода

Диаметр трубопровода	Давление, МПа
условный, мм	<7,5	7,5<10	10<15	15<20	20<32
1	2	3	4	5	6
300 и менее	1,00	1,00	1,00	1,00	1,05
400-500	1,00	1,00	1,00	1,05	1,10
600-700	1,00	1,00	1,05	1,10	1,15
800-1000	1,00	1,05	1,10	1,15	-
1200	1,05	1,10	1,15	-	-
1400	1,10*	1,15*	-	-	-

* Только длягазопроводов.

Таблица 10

Значения коэффициентовусловий работы трубопровода

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода,
1	2
I	0,6
II	0,75
III	0,90

4.4. Значениякоэффициентов надежности по материалу () и по нагрузке () должныприниматься по табл. 11 и 12.

Таблица 11

Значения коэффициентовнадежности по материалу

№№ п/п	Характеристика труб	Коэффициент надежности по материалу,
1	2	3
1.	Сварные, изготовленные из низколегированных сталей двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами;	1,34
	Сварные, изготовленные из спокойных сталей с содержанием в химсоставе углерода не более 0,10% и серы не болеe 0,006% сваркой токами высокой частоты с автоматическим контролем параметров нагрева и сварки кромок, термической обработкой сварного соединения, основной металл и сварные соединения которых прошли 100%-ный контроль неразрушающими методами; Бесшовные, изготовленные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100%-ный контроль на сплошность металла неразрушающими методами
2.	Сварные, изготовленные из низколегированной стали двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами;	1,40
	Сварные, изготовленные из спокойных сталей с содержанием углерода не более 0,10% и серы не более 0,010% электроконтактной сваркой токами высокой частоты с автоматическим контролем параметров нагрева и сварки кромок, сварные соединения которых термически обработаны и прошли 100%-ный контроль неразрушающими методами;
	Бесшовные, изготовленные из непрерывнолитой заготовки, прошедшие 100%-ный контроль металла неразрушающими методами
3.	Сварные, изготовленные из низколегированной или углеродистой стали двухсторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами;	1,47
	Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей электроконтактной сваркой токами высокой частоты, сварные соединения которых термически обработаны и прошли 100%-ный контроль неразрушающими методами;
	Бесшовные, изготовленные из слитка и прошедшие 100%-ный контроль металла неразрушающими методами
4.	Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей двухсторонней злектродуговой сваркой и прошедшие контроль сварных соединений неразрушающими методами;	1,55
	Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей злектроконтактной сваркой, сварные соединения которых термообработаны; Бесшовные, прошедшие выборочный контроль металла неразрушающими методами

Примечания:

1. Минусовой допуск потолщине стенки для всех труб по п. 1 и сварных труб по п.2 не должен превышать5% от номинальной толщины стенки.

2. Допускается применятькоэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,40 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб,изготовленных двухсторонней электродуговой или высокочастотной сваркой, до 12мм при использовании специальных технологий производства, позволяющих получитькачество труб, соответствующее данному коэффициенту .

Таблица 12

Значения коэффициентовнадежности по нагрузке

Нагрузки и воздействия		Способ прокладки трубопроводов		Коэффициент надежности по нагрузке,
вид	характеристика	подземный	надземный
1	2	3	4	5
Постоянные	Собственный вес трубопровода, арматуры и обустройств	+	+	1,1 (0,95)
	Вес изоляции	+	+	1,2
	Вес давления грунта (засыпки, насыпи)	+	-	1,2 (0,8)
	Предварительное напряжение трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов и др.) и гидростатическое давление воды	+	+	1,0
Временные длительные	Внутреннее давление транспортируемой среды:
	газообразной	+	+	1,1
	жидкой	+	+	1,15
	Вес транспортируемой среды:
	газообразной	+	+	1,1 (1,0)
	жидкой	+	+	1,0 (0,95)
	Температурный перепад металла стенок трубопровода	+	+	1,1
	Неравномерные деформации грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры (осадки, пучения и др.)	+	+	l,5
Кратковременные	Снеговая	-	+	1,4
	Гололедная	-	+	1,3
	Ветровая	-	+	1,2
	Транспортирование отдельных секций, сооружение трубопроводов, испытание и пропуск очистных устройств	+	+	1,0
Особые	Сейсмические воздействия	+	+	1,0
	Нарушения технологического процесса, временные неисправности или поломки оборудования	+	+	1,0
	Неравномерные деформации грунта, сопровождающиеся изменением его структуры (селевые потоки и оползни; деформации земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах; деформации просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых при оттаивании и др.)	+	+	1,0

Примечание:

1. 3нак "+"означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать, знак "-" - неучитывать.

2. Значениякоэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься втех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.

3. Когда по условиямиспытания или эксплуатации в трубопроводах, транспортирующих газообразныесреды, возможно полное или частичное заполнение внутренней полости их водой иликонденсатом, а в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды - попаданиявоздуха или опорожнение их, необходимо учитывать изменение нагрузки от весасреды.

4.5. Безопасность врайонах прохождения промысловых трубопроводов обеспечивается расположением ихна соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры.

4.6. Расстояния от осиподземных трубопроводов до зданий, сооружений и других инженерных сетей должныприниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемогопродукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но неменее значений, приведенных в табл. 13.

При необходимостиразмещения трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметкахземли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов кприведенным в табл. 13 минимальным расстояниям исходя из местных условий и нормтехнологического проектирования должны быть предусмотрены дополнительныепроектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет:увеличения минимальных расстояний, установки дополнительных запорных устройствс дистанционным управлением, отключающих их в случае утечек продукта,заключения трубопровода в футляр и пр.

Таблица 13

Минимальные расстояния в м от оси

Объекты, здания и сооружения

газопроводы

нефте- и продуктопроводы

класса

III

условным диаметром, мм

300 и менее

свыше 300 до 600

свыше 600 до 800

свыше 800 до 1400

300 и менее

свыше 300 до 600

свыше 600 до 800

свыше 800 до 1400

300 и менее

свыше 300 до 600

свыше 600 до 800

свыше 800 до 1400

300 и менее

свыше 300 до 1400

свыше 700 до 1200

свыше 300 до 1400

300 и менее

1. Города и др. населенные пункты, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокозаводы, карьеры разработки полезных ископаемых, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев при количестве машин более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (больницы, школы, клубы, детские сады, ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания в три этажа и более; железнодорожные станции, аэропорты и пристани, гидроэлектростанции, гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов, очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к промыслу; мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефте-продуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м³, автоза-правочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии техноло-гической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи РФ и других ведомств, а также телевизионные башни

200

400

250

600

300

700

350

800

150

300

200

400

250

500

300

600

100

200

150

250

200

300

250

400

150

125

200

150

100

2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I, II, III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно- стоящие: жилые здания в один и два этажа, садовые домики коллективных садов, дачи, дома линейных обходчиков, животноводческие фермы, огороженные карты для организованного выпаса скота, полевые станы, кладбища

100

250

150

300

200

400

250

500

200

125

250

150

300

200

400

150

100

200

125

250

150

300

100

150

3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения, гаражи и открытые стоянки для автомобилей при количестве машин 20 и менее; автомобильные дороги общего пользования IV, V категорий, подъездные автомобильные дороги, а также автомобильные дороги от жилых поселков или вахтенных комплексов промысла; межплощадочные автомобильные дороги, технологически не связанные с промыслом предприятий; железные дороги промышленных предприятий и канализа-ционные сооружения

150

125

200

150

300

200

400

100

150

100

200

150

250

100

200

4. Территории УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, СП и других техноло-гических установок подготовки нефти и газа

100

150

200

250

300

125

150

200

100

125

150

125

5. Устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин

100

6. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IV, V, III-п и IV-п категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)

100

150

200

300

250

400

100

125

150

200

250

100

150

125

200

150

250

100

125

150

100

7. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, водозаборные сооружения и станции оросительных систем, параллельно которым прокла- дывается газопровод

100

150

125

200

150

250

100

150

100

8. Специальные предприятия, сооружения, площадка, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов

По согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами Госнадзора

9. Воздушные линии электро- передачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; пересечения трассы трубопровода с ЛЭП; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более

В соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ

10. Территории ГРС, АГРС, в том числе шкафного типа, предназна-ченные для обеспечения газом:

а) городов, населенных пунктов, предприятий, отдельных зданий, сооружений и других потребителей;

100

150

125

200

150

250

100

125

150

100

125

б) объектов промыслов и газопроводов (пунктов замера расхода газа, групповых сборных пунктов, ЦПС и т.п.)

11. Закрытые подземные емкости для хранения и разгазирования конденсата при узлах пуска и приема очистных устройств, кроме изготав- ливаемых из труб конденсато- приемников, входящих в состав узлов, для которых расстояние определяется конструктивно

100

150

100

12. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата (продукта) из трубопровода

100

150

100

13. Кабели междугородней связи и силовые электрические кабели

14. Мачты (башни) и сооружения необслу-живаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы

15. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах

16. Притрассовые дороги, предназ-наченные только для обслуживания трубопроводов

Не менее 10 метров во всех случаях

17. Замерные сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные газорегулировочные пункты, установки предвари-тельного сброса пластовой воды и др.

18. Резервуарные парки для нефти, канализа-ционные насосные станции

19. Насосные станции водоснабжения, очистные сооружения, кустовые насосные станции для поддержания пластового давления, градирни, котельные и др. Вспомога-тельные и производственные здания категории Д

100

20. Открытые емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.

21. Электростанции и распределительные устройства, предназна-ченные для питания:

1) объектов промысла:

а) открытых

100

б) закрытых

2) объектов, не относящихся к промыслу

В соответствии с требованиями ПЭУ, утвержденными Минтопэнерго РФ

22. Подъездные железнодорожные пути (до подошвы насыпи или бромки выемки)

23. Подъездные внутрипромышленные дороги (IV, V категорий) и подъезды на территории нефтяного месторождения (от подошвы насыпи земляного полотна)

24. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов

100

150

200

300

100

150

200

100

150

200

100

25. Административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов

100

150

200

250

300

100

125

150

200

250

100

125

150

200

26. Контроль- ный пункт телемеханики (КП) блок-бокс (киоск)

27. Железнодорожные сливоналивные устройства

28. Резервуары конденсата, гликолей, метанола, эталоминов и других горючих жидкостей

100

125

150

100

125

100

125

Примечания

1. Расстояния, указанныенад чертой, относятся к трубопроводам, транспортирующий не содержащимсероводород газ, под чертой - газ с содержанием сероводорода.

2. Расстояния, указанныев таблице, должны приниматься для: городов и других населенных пунктов отпроектной городской черты на расчетный срок 25 лет; промышленных предприятий -от границ отведенных им территорий, с учетом их развития; железных дорог - отподошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но на расстоянии неменее 10 м от границы полосы отвода дороги, автомобильных дорог - от подошвынасыпи земляного полотна; всех мостов - от подошвы конусов; отдельно стоящихзданий и строений - от ближайших выступающих их частей.

3. Минимальныерасстояния от мостов с отверстием 20 м и менее железных и автомобильных дорогследует принимать такими же, как от соответствующих дорог.

4. При соответствующемобосновании допускается сокращать указанные в графах 2-17 для позиций 1-3,5-10, 15-16, 19, 21, 24-26 расстояния от газопроводов III категории, несодержащих сероводород (расстояния, указанные над чертой), не более чем на 30%при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории и не более чем на50% при повышении их категории до I.

5. Расстояния отпромысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат,следует принимать как для трубопроводов, транспортирующих газ (графы 2-17).

6. Под отдельно стоящимзданием (строением) следует понимать здание (строение), расположенное вненаселенного пункта на расстоянии не менее чем 50 м от ближайших к нему зданий(строений).

7. При наличии междугазопроводами и железной или автомобильной дорогой лесной полосы шириной неменее 10 м соответствующие расстояния допускается сокращать, но не более чем на30%.

8. При надземнойпрокладке газопроводов расстояния, указанные в таблице, должны приниматься скоэффициентом: позиция 1 - 2,0; позиция 2 - 1,5; по остальным позициям - 1,0.

9. Минимальныерасстояния от трубопроводов систем заводнения до зданий и сооружений должныприниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.04.02-84*.

10. Расстояния междуустьем скважин ПХГ и месторождений и подземно прокладываемымигазопроводами-шлейфами от других скважин диаметром до 300 мм и давлением до 15МПа включительно допускается уменьшать до 30 м, а при давлении больше 15 МПа -до 75 м при условии отнесения таких трубопроводов к категории не ниже II.Указанные расстояния могут быть сокращены на 50% при условии отнесения участковгазопроводов к категории I. При уплотненной сетке размещения скважин приобустройстве ПХГ и месторождений допускается уменьшение расстояний между устьемскважин и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами до расстояний,обеспечивающих нормальные условия монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводови оборудования скважин, но не менее 9 м от ограждений площадки эксплуатируемойскважины. Участки трубопроводов в границах минимально допустимых расстоянийдолжны быть отнесены к категории I, а скважины оборудованыклапанами-отсекателями.

Расстояния до объектов,отсутствующих в настоящих нормах, должны приниматься по согласованию сзаинтересованными организациями и соответствующими органами государственногонадзора.

4.7. Расстояния междупараллельными трубопроводами должны приниматься из условий обеспечениясохранности действующего при строительстве нового трубопровода, безопасностипри проведении работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менеезначений, приведенных в табл. 14 При прокладке промысловых трубопроводовпараллельно магистральным нефте- и газопроводам расстояния между ними должныприниматься по СНиП 2.05.06-85*.

Таблица 14

Расстояния междутрубопроводами

Способ прокладки параллельных трубопроводов		Минимальное расстояние между осями трубопроводов, м, при условном диаметре, мм
первого	второго	до 150 включительно	свыше 150 до 300 включительно	свыше 300 до 600 включительно	Свыше 600 до 1400 включительно
1	2	3	4	5	6
1. При отсутствии вечномерзлых грунтов
подземный наземный в насыпи	подземный наземный в насыпи	5	8	11	14
надземный на опорах	надземный на опорах	15	25	40	50
2. На вечномерзлых грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность
подземный наземный в насыпи	подземный наземный в насыпи	20	30	40	50
надземный на опорах	надземный на опорах	25	35	50	60

Примечание: Прикомбинированной прокладке расстояния между трубопроводами принимаются как дляспособа подземный - подземный.

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ КТРАССАМ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Выбор трассытрубопроводов должен производиться на основе вариантной оценки экономическойцелесообразности и экологической допустимости из нескольких возможныхвариантов.

5.2. Прокладкатрубопроводов по территории населенных пунктов промышленных исельскохозяйственных предприятий не допускается.

5.3. Газопроводы должнырасполагаться над нефтепроводами и продуктопроводами при их пересечении.

5.4. Допускаетсясовместная в одной траншее или на общих опорах прокладка трубопроводов одногоили различного назначения.

Количество трубопроводов,укладываемых в одну траншею или на общих опорах, определяется проектом исходяиз условий надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов и удобствавыполнения строительно-монтажных и ремонтных работ.

6. КОНСТРУКТИВНЫЕТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

6.1. Допустимые радиусыизгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должныопределяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб иустойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления,собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результатеизменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участкатрубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должны иметьрадиус изгиба не менее 5 .

6.2. На трубопроводахдолжны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и диагностическихустройств, конструкция которых определяется проектом.

Все элементытрубопроводов в пределах одного очищаемого участка должны быть равнопроходными(трубы, линейная арматура, камера приема и запуска очистных устройств и т.п.).

6.3. Для трубопроводов,предназначенных для транспортирования продуктов, оказывающих коррозионныевоздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, должныпредусматриваться мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов откоррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

При агрессивности среды,вызывающей внутреннюю коррозию со скоростью 0,2 мм в год и выше, должныприменяться трубы с внутренним защитным покрытием.

Размещение запорной идругой арматуры

6.4. На трубопроводахнадлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии,определяемом расчетом из условия обеспечения безопасности и охраны окружающейсреды, но не более (не дальше друг от друга): 15 км - для трубопроводов газа,нефти и нефтепродуктов, не содержащих сероводород, 5 км - для указанных сред,содержащих, сероводород; 10 км - для трубопроводов конденсата и метанола,трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды. Кроме того, установкузапорной арматуры необходимо предусматривать:

в начале каждогоответвления на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт ибезопасную эксплуатацию;

на входе и выходегазопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, ГПЗ и ПС на расстоянии от граництерритории площадок не менее:

диаметром 1000 мм иболее - 750 м;

диаметром менее 1000 ммдо 700 мм включительно - 500 м;

диаметром менее 700 ммдо 300 мм включительно - 300 м;

диаметром менее 300 мм -100 м;

при наличии в пределахэтих расстояний устройств для приема и запуска очистных, разделительных идиагностических устройств дополнительная установка запорной арматуры необязательна;

на обоих концах переходатрубопровода через водные преграды в зависимости от рельефа трассы с каждойстороны перехода с целью исключения поступления транспортируемого продукта вводоем, при этом установка запорной арматуры должна быть на отметках выше ГВВ10% обеспеченности;

на обоих концах участковнефтепроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов, проходящих наотметках выше населенных пунктов, зданий и сооружений, в т.ч. железных дорог,на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности инеобходимости обеспечения безопасности объектов;

на обоих берегах болотIII типа протяженностью 500 м.

6.5. Запорная арматура,устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, ПХГ,ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС, а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах иконденсатопроводах I и II классов, при переходе их через водные преграды и припрокладке их выше отметок зданий и сооружений должна быть оборудованаустройствами, обеспечивающими дистанционное управление и сигнализацию в случаеутечек продукта.

При параллельнойпрокладке двух или более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должныбыть смещены на расстояние не менее 50 м друг от друга. При соответствующемобосновании допускается уменьшение указанного расстояния исходя из возможностимонтажа, ремонта и безопасной эксплуатации.

6.6. На обоих концахучастков газопроводов между запорной арматурой, узлах запуска и приема очистныхустройств, узлах подключения следует предусматривать установку продувочныхсвечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметрегазопровода до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм иболее. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основаниирасчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условииопорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2часов, при этом высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м,а расстояние от свечи до зданий и сооружений, не относящихся к данномутрубопроводу, должно приниматься в соответствии с требованиями табл. 13. Нагазопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.

6.7. На обоих концахучастков конденсатопроводов между запорной арматурой для аварийного сбросапродукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальныеответвления. Каждое ответвление должно быть оснащено запорным устройством,иметь длину не менее 10 м, выступать на 0,5 м над поверхностью земли изаканчиваться фланцевой заглушкой.

Подземная прокладкатрубопроводов

6.8. Заглублениетрубопроводов до верха трубы должно быть, не менее (м):

на непахотных землях вне постоянных проездов:
при условном диаметре менее 1000 мм -	0,8;
при условном диаметре 1000 мм и более -	1,0;
на пахотных и орошаемых землях -	1,0;
в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин -	0,6;
при пересечении оросительных и осушительных каналов от предельной глубины профиля очистки дна канала -	1,1;
при пересечении автомобильных дорог:
от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра -	1,4;
от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного футляра (при размещении дорожного полотна на нулевых отметках или в выемках) -	0,5.

Заглублениетрубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательнойтемпературе, должно быть для: пресной воды - согласно СНиП 2.04.02-84;пластовых и сточных вод - в зависимости от минерализации (солености) итемпературы воды, почвенных и климатических условий согласно ВНТП 3-85.

Глубина прокладкиподземного трубопровода в районах вечномерзлых грунтов определяется принятымконструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетомтребований охраны окружающей среды.

Прокладка трубопроводоводного или различного назначений в одной траншее допускается не более четырехтрубопроводов, диаметром не более 300 мм.

6.9. Прокладкатрубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов КИП, ингибитора коррозии игидратообразования должна предусматриваться в одной траншее совместно сгазопроводами-шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывоммежду ними в свету не менее 0,35 м.

6.10. Ширина траншеи подну при прокладке одного трубопровода должна назначаться в соответствии стребованиями СНиП 2.05.06-85*; при прокладке в одной траншее несколькихтрубопроводов ширина ее увеличивается на величину (),

где - количествотрубопроводов, прокладываемых совместно с первым, - диаметры трубопроводов, -расстояния между трубопроводами.

6.11. Пересечения междутрубопроводами и другими инженерными сетями должны проектироваться всоответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

Пересечения трубопроводас линиями электропередач должны проектироваться в соответствии с требованиямиПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ.

Наземная (в насыпи)прокладка трубопроводов

6.12. Наземная (внасыпи) прокладка трубопроводов должна применяться на участках трассы с резкопересеченным рельефом местности, в заболоченных местах и на участках,длительное время залитых водой.

6.13. Поперечный профильнасыпи устанавливается в зависимости от грунтов и должен быть:

по верху насыпи - неменее 1,5 ;

высотой надтрубопроводом - 0,8 м;

с откосами - не менееуглов естественного откоса грунта, но не менее чем 1 : 1,25.

Земляные насыпи должнывыполняться с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта.

6.14. При пересеченииводотоков в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропускные сооружения.Дно водопропускных сооружений и примыкающие к ним откосы насыпи должныукрепляться железобетонными плитами, камнем или одерновкой.

Надземная прокладкатрубопровода

6.15. При надземнойпрокладке балочных систем трубопроводов допускается параллельная прокладканескольких трубопроводов-шлейфов на одних и тех же опорах (ригелях). Расстояниев свету между рядом расположенными трубопроводами должно быть не менее 500 ммпри диаметре труб до 325 мм включительно и не менее диаметра трубопровода придиаметре более 325 мм, при этом для теплоизолированных трубопроводов в качестведиаметра принимается диаметр вместе с изоляцией.

6.16. Высоту прокладкинадземного трубопровода от поверхности земли до низа трубопровода следуетпринимать не менее 0,5 м, а в местах свободного прохода людей - 2,5 м, на путяхмиграции крупных животных - 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - по СНиПII-89-80.

Высота прокладки трубопроводовнад землей на участках вечномерзлых грунтов должна назначаться из условияобеспечения вечномерзлого состояния грунта под опорами и трубопроводом.

6.17. Теплоизоляциютрубопроводов, в том числе для горючих газов, легковоспламеняющихся и горючихжидкостей, допускается выполнять из горючих воспламеняемых материалов сустройством противопожарных вставок из негорючих материалов, ширина вставки приэтом должна быть не менее 0,5 м, а расстояние между вставками не более 24 м.

6.18. Конструкции опорнадземных трубопроводов и методы их сооружения должны обеспечивать проектноеположение трубопроводов в процессе эксплуатации. Опоры должны проектироватьсяиз негорючих материалов.

При наличииэлектрохимической защиты от коррозии надземных трубопроводов на опорах должнапредусматриваться электроизоляция трубопровода от опор.

6.19. В местах установкина трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки дляее обслуживания. Площадки должны быть несгораемые и иметь конструкцию,исключающую скопление на них мусора и снега. Они должны быть искробезопасными.

На начальном и конечномучастках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимопредусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее2,2 м.

6.20. При проектированиинадземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов вместах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений вместах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующихустройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с цельювосприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке,примыкающем к переходу.

6.21. При прокладкетрубопроводов через естественные препятствия расстояние от низа трубы илипролетного строения должны приниматься:

при пересечении оврагови балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5%-ной обеспеченности;

при пересечениинесудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - неменее 0,5 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и наивысшего горизонталедохода;

при пересечениисудоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормамипроектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основнымитребованиями к расположению мостов.

6.22. На переходахтрубопровода над железными дорогами общей сети расстояние от низа трубы илипролетного строения до головки рельсов должны приниматься в соответствии стребованиями габарита "С" по ГОСТ 9238-83.

Расстояние в плане открайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:

до подошвы откосанасыпи 5;

до бровки откосавыемки 3;

до крайнего рельсажелезной дороги 10.

6.23. В местах надземныхпереходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия должныпредусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту оттепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможномразрыве на одном из них.

Прокладка трубопроводовна вечномерзлых грунтах (ВМГ)

6.24. На участках, гдевозможно развитие мерзлотных процессов, должны проводиться предварительныеинженерные изыскания в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.

Выбор принципаиспользования ВМГ как оснований должен проводиться в соответствии стребованиями СНиП 2.02.04-88 с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа иконструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации,прогноза локальных и общих изменений инженерно-геокриологических условий исвойств грунтов основания и мероприятий по охране окружающей среды.

Выбранный принциписпользования ВМГ, способ прокладки и конструктивные решения должныобеспечивать работоспособность и ремонтопригодность трубопроводов в течениевсего периода эксплуатации.

6.25. При пересеченииучастков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативностьдолжен производиться с учетом дополнительных воздействий, вызванных морознымпучением грунтов.

6.26. При прокладкетрубопроводов с использованием грунтового основания по II принципу согласноСНиП 2.02.04-88 при расчете трубопроводов на прочность и устойчивость должныучитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномернойосадкой основания.

6.27. Категориитрубопроводов, прокладываемых на ВМГ, должны приниматься в зависимости откатегории просадочности ВМГ при оттаивании и способа прокладки трубопроводов всоответствии с табл. 15.

Категории просадочностиоднородных грунтов должны приниматься в зависимости от относительной осадкигрунта при оттаивании в соответствии с табл. 16. При отсутствии характеристикиотносительной осадки грунта допускается принимать категорию просадочностигрунта в зависимости от величины суммарной влажности грунтов по табл. 16.

Таблица 15

Категории участковтрубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах

Характеристика	Категории участков
трубопроводов	газопроводов при прокладке		нефтепроводов при прокладке		водоводов при прокладке
	подземной	надземной	подземной	надземной	подземной	надземной
1	2	3	4	5	6	7
Трубопроводы, прокладываемые на ВМГ, категории просадочности
I	III	III	III	III	III	III
II	II (III)	III	II	III	II	III
III	II	III	II	III	II	III
IV	II	II	II	II	II	II
V	II	II	-	II	-	II

Примечание: В скобкахуказаны категории участков для одиночных "холодных" трубопроводов.

Таблица 16

Категории просадочностигрунтов

Наименование	Категория	Относительная	Суммарная влажность грунта, дол.ед.				Наиболее часто
грунта по просадочности	просадочных однородных грунтов	осадка при оттаивании	песок мелкозернистый	песок пылеватый, супись легкая	супись, суглинок, глина	торф, заторфованный грунт	встречается в зоне
1	2	3	4	5	6	7	8
Непросадочный (без ледяных включений)	I	0,00-0,01	менее 0,18	менее 0,20	менее 0,20	-	Островного распространения BМГ
Малопросадочный (малольдистый)	II	0,01-0,10	0,18-0,25	0,20-0,40	0,20-0,40	менее 2	Островного и массивно-островного распространения
Просадочный (льдистый)	III	0,10-0,4**	более 0,25	более 0,40	0,4-1,10	2,0-12,0	Прерывистого распространения ВМГ
Сильнопросадочный (сильнольдистый)	IV	0,4-0,60**	-	-	более 1,10	более 12	Сплошного распространения ВМГ
Чрезмерно- просадистый (с крупными включениями подземного льда)	V	более 0,60**	-	-	более 1,10*	более 12	Сплошного распространения ВМГ

* - Влажность грунтамежду крупными ледяными включениями.

** - Для минеральногогрунта просадочность без нагрузки, для торфа - под нагрузкой 0,04 МПа.

6.28. При укладкетрубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° должнапредусматриваться срезка или подсыпка грунта и устройство полок. При этомсрезку ВМГ допускается предусматривать только на непросадочных илималопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ,где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматриватьустройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальныхмероприятий по повышению устойчивости полок.

Прокладка трубопроводовв просадочных и пучинистых грунтах

6.29. Прокладкаподземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочностидолжна осуществляться с учетом требований СНиП 2.02.01-83.

Для грунтов I типапросадочности прокладка трубопроводов должна вестись как для непросадочныхтрубопроводов.

При невозможностиизбежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчететрубопровода на прочность и устойчивость должны учитываться дополнительныенапряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

Примечание:

Тип просадочности ивеличина возможной просадки грунтов должна определяться в соответствии стребованиями СНиП 2.02.01-83.

6.30. Для уменьшениянапряжения в трубопроводе при его непрерывных осадках должны предусматриватьсяспециальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замена грунта, укладкатрубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксацииположения трубопровода, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунтаили перекачиваемого продукта, прокладка по типу "труба в трубе" и др.

6.31. При пересеченииучастков пучинистых грунтов расчет "холодных" трубопроводов долженпроизводиться путем определения размеров зоны промерзания вокруг трубопровода,параметров пучения в зависимости от положения фронта промерзания и оценкипрочности и устойчивости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.

6.32. Для уменьшениявоздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры должныпредусматриваться мероприятия: замена грунта, устройство компенсационныхучастков, техническая мелиорация грунтов, прокладка трубопроводов с учетоможидаемых деформаций, применение противопучинистых устройств для обеспеченияустойчивости положения трубопроводов.

Прокладка трубопроводовв сейсмических районах

6.33. Проектированиетрубопроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, должнопроизводиться с учетом сейсмических воздействий.

6.34. При выборе трассытрубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорные участки,участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок иактивных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которыхпревышает 9 баллов.

6.35. При прохожденииучастка трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическимисвойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения идеформирования трубопровода.

6.36. На участкахпересечения трассой трубопровода активных тектонических разломов необходимоприменять надземную прокладку.

6.37. Конструкции опорнадземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещенийтрубопроводов, возникающих во время землетрясения.

6.38. На наиболееопасных в сейсмическом отношении участках трассы должна предусматриватьсяавтоматическая система контроля и отключения аварийных участков трубопроводов.

7. ПЕРЕХОДЫТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И

ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

Переходы трубопроводовчерез водные преграды и болота

7.1. Подводные переходытрубопроводов через водные преграды должны проектироваться на основании данныхгидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетомусловий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводныхпереходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющихна режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных ивыправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом воднойпреграды, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды.

Трубопроводы с жидкимисероводородсодержащими средами на переходах через водные преграды в русловойчасти рек и в границах отметок зеркала озер должны прокладываться в видевоздушного перехода в футляре, равнопрочном рабочему трубопроводу.

Примечание:

1. Проектированиепереходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, безпроизводства дополнительных изысканий не допускается.

2. Место переходаследует согласовывать с соответствующими бассейновыми управлениями речногофлота, органами по регулированию использования и охране вод, охраны рыбныхзапасов и другими заинтересованными организациями.

7.2. Границамиподводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:

для многониточныхпереходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

для однониточныхпереходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок10%-ной обеспеченности.

7.3. Створы переходовчерез реки должны выбираться на прямолинейных устойчивых плесовых участках спологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы.Створ подводного перехода следует, как правило, предусматриватьперпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальнымигрунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

7.4. При выборе створаперехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимальногопроектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоемаи его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.

При определенииоптимального положения створа и профиля перехода расчет следует производить покритерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности иустойчивости трубопровода и охране природы.

7.5. Прокладка подводныхпереходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водныхпреград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформацийрусла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верхазабалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должнаназначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русларек, определяемого на основании инженерных изысканий с учетом возможныхдеформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но неменее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водныхпреград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопроводадолжно приниматься не менее 0,5 м, считая от верха забалластированноготрубопровода до дна водоема.

7.6. Переходынефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следуетпредусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленныхпредприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений,водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массовогообитания рыб.

При соответствующемтехнико-экономическом обосновании допускается располагать переходынефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше по течению отуказанных объектов на расстояниях, приведенных в табл. 13, при этом должныразрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы ипожарную безопасность подводных переходов.

7.7. Минимальныерасстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов припрокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектови от оси подводных переходов газопроводов до указанных объектов должны приниматьсяпо табл. 13 как для подземной прокладки.

7.8. При пересеченииводных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами должныназначаться исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, атакже из условий производства работ по устройству подводных траншей,возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при авариина параллельно проложенном. Минимальное расстояние между осями газопроводов,заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должныбыть не менее 30 м для газопроводов диаметром 1400 мм включительно.

7.9. Минимальноерасстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменныхучастках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейнойчасти трубопровода.

7.10. Подводныетрубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1% обеспеченности должнырассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложенными вразделе 8.

Если результаты расчетаподтверждают возможность всплытия трубопровода, то следует предусматривать:

на русловом участкеперехода - сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкциякоторых должна обеспечивать надежное их крепление к трубопроводу для укладкитрубопровода способом протаскивания по дну;

на пойменных участках -одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами.

7.11. Ширину подводныхтраншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ихразработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом суложенным трубопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля данноготрубопровода.

Крутизну откосовподводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиПIII-42-80*.

7.12. Профиль трассытрубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгибатрубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиляразмыва), геологического строения дна и берегов, необходимой нагрузки испособов укладки подводного трубопровода.

7.13. Кривыеискусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускаетсяпредусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях.Применение сварных отводов в русловой части не допускается.

Примечание:

Кривые искусственногогнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размываэтих участков или находиться под защитой специального крепления берегов.

7.14. Запорная арматура,устанавливаемая на подводных переходах трубопроводов, согласно пункту 6.4должна размещаться на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-нойобеспеченности и выше отметок ледохода.

7.15. Проектом должныпредусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводногоперехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройства нагорныхканав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

7.16. При ширине водныхпреград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преградтрубопроводом должна предусматриваться прокладка резервной нитки. Длямногониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной ниткинезависимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

Примечания:

1. При ширине заливаемойпоймы выше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10%-ной обеспеченности ипродолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также припересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например,труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускаетсяпредусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м и горных рек.

2. Диаметр резервнойнитки определяется проектом.

3. Допускаетсяпредусматривать прокладку перехода через водную преграду шириной свыше 75 м водну нитку при условии тщательного обоснования такого решения в проекте.

4. При необходимоститранспортирования по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временноепрекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладкунефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды шириной менее 75 мв две нитки.

7.17. При проектированииподводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром1000 мм и более, должна производиться проверка устойчивости поперечного сечениятрубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгибатрубопровода.

7.18. Подводные переходычерез реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетомпродольной жесткости труб, обеспечения закрепления перехода против всплытия набереговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

7.19. На обоих берегахсудоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводамидолжны предусматриваться сигнальные знаки согласно Правилам плавания повнутренним судоходным путям, утвержденным Минречфлотом РФ, и Правилам охранымагистральных трубопроводов.

7.20. На болотах изаболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладкатрубопроводов.

Как исключение, присоответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов на поверхностиболота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка).При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общая устойчивость егов продольном направлении и против всплытия, а также защита от тепловоговоздействия в случае разрыва одной из ниток.

7.21. Присоответствующем обосновании при подземной прокладке трубопроводов через болотаII и III типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладкурезервной нитки.

7.22. При прокладкетрубопроводов на болотах в местах поворота следует применять упругий изгибтрубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать всоответствии с требованиями, изложенными в разделе 6.

7.23. Участкитрубопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемыепоймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия(на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следуетпредусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки изакрепления.

7.24. При закреплениитрубопровода анкерными устройствами лопасть анкера должна находиться в грунтах,обеспечивающих надежное закрепление анкера.

7.25. При пересеченииводных преград шириной зеркала воды в межень от 30 м до 1000 м, а такжеводопропускных и водонакопительных сооружений мелиоративных систем,предпочтительным является способ наклонно-направленного бурения (ННБ) приусловии отсутствия на дне преграды следующих геологических структур:

- гравийно-галечныхгрунтов (гравия и гальки 30%);

- грунтов с включениемвалунов и булыжника;

- материковой прочнойскалы (доломиты, базальт, диабаз, гранит и т.д.);

- карстообразующих пород(без предусмотренных проектом мероприятий по исключению или стабилизациикарстообразования в зоне пород, примыкающих к проложенному ННБ трубопроводу).

7.26. Проектные отметкиверха трубопровода на переходе с использованием ННБ должны быть более 2 м нижепредельного профиля деформации русла и берегов, при этом прогноз деформацийдолжен составлять период не менее 100 лет.

7.27. Рабочие котлованывхода и выхода трубопровода при бурении наклонной скважины под преградой должнырасполагаться на расстоянии не менее 200 м от границ меженного уровня преграды.

7.28. При сооружениипереходов "труба в трубе" и прокладке кожуха способом ННБ сооружениерезервной нитки не требуется.

7.29. При параллельнойпрокладке двух трубопроводов через преграду способом ННБ расстояние в планемежду осями этих трубопроводов должно быть не менее 10 м.

7.30. Толщина стенкитруб рабочего трубопровода при строительстве с применением способа ННБ должнаопределяться с учетом дополнительных усилий, прикладываемых к трубопроводу приего укладке.

Переходы трубопроводовчерез железные и автомобильные дороги

7.31. Переходы трубопроводовчерез железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местахпрохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и висключительных случаях при соответствующем обосновании в выемках дорог.

Прокладка трубопроводачерез тело насыпи не допускается.

7.32. Участкитрубопроводов, прокладываемых на переходах через железные дороги иавтомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытиемкапитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре(кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется изусловия производства работ и конструкции переходов.

Концы футляра должнывыводиться на расстояние:

а) при прокладкетрубопроводов через железные дороги:

50 м от подошвы откосанасыпи или бровки откоса, выемки, а при наличии водоотводных сооружений - открайнего водоотводного сооружения;

б) при прокладкетрубопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м,но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров,устанавливаемые на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводовчерез автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должнывыводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Прокладка кабеля связитрубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дорогидолжна производиться в защитном футляре или отдельных трубах.

На подземных переходахгазопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляровдолжны иметь уплотнения из диэлектрического материала.

На одном из концовфутляра или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу высотой от уровняземли не менее 5 м на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

от оси крайнего путижелезных дорог

общегоназначения 40;

то же, промышленныхдорог 25;

от подошвы земляногополотна

автомобильныхдорог 25.

7.33. Заглублениеучастков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети,должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитногофутляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от днакювета, лотка или дренажа. При прокладке перехода методом прокола илигоризонтального бурения - не менее 3,0 м от подошвы рельса.

Заглубление участковтрубопроводов, пересекающих земляное полотно, сложенное пучинистыми грунтами,на переходах через железные дороги общей сети и промышленных предприятий колеи1524 мм, следует определять расчетом из условий, при которых исключается влияниетепловыделений или стока тепла на равномерность морозного пучения грунта. Приневозможности обеспечения заданного температурного режима за счет заглублениятрубопроводов следует предусматривать другие необходимые меры.

Заглубление участковтрубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий,должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхнейобразующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, неменее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

7.34. Пересечениетрубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелкамии крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелейне допускается.

Минимальное расстояниепо горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода черезжелезные дороги общей сети должно приниматься, м:

до стрелок и крестовинжелезнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсамэлектрифицированных дорог:

а)газопроводы 20;

б) прочиетрубопроводы 10;

до стрелок крестовинжелезнодорожного пути

при пучинистыхгрунтах 20;

до труб, тоннелей идругих искусственных сооружений:

а)газопроводы 100;

б) прочиетрубопроводы 30.

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВНА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

8.1. Расчеттрубопроводов на прочность и устойчивость должен включать определение толщиныстенок труб и соединительных деталей, проведение поверочного расчета принятогоконструктивного решения на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий соценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценкуустойчивости положения (против всплытия).

Прочность и устойчивостьтрубопровода должна быть обеспечена также и на стадиях сооружения и испытания.

Нагрузки и воздействия

8.2. Расчетные нагрузки,воздействия и возможные сочетания необходимо применять в соответствии стребованиями СНиП 2.01.07-85.

Нагрузки и воздействия,действующие на трубопроводы, различаются на:

- силовые нагружения -внутреннее давление среды, собственный вес трубопровода, обустройств итранспортируемой среды, давление (вес) грунта, гидростатическое давление воды,снеговая, ветровая и гололедная нагрузки, нагрузки, возникающие при испытании ипропуске очистных устройств;

- деформационныенагружения - температурные воздействия, воздействия предварительного напряжениятрубопровода (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействиянеравномерных деформаций грунта (морозное растрескивание, селевые потоки иоползни, деформации земной поверхности в районах горных выработок и карстовыхрайонах, просадки, пучение, термокарстовые процессы), сейсмические воздействия.

По длительности действиянагрузки различаются на: постоянные, временные длительные, кратковременные иособые.

Коэффициенты надежностипо нагрузке должны приниматься по табл.12.

8.3. Нормативныенагрузки от собственного веса трубопровода, арматуры и обустройств, изоляции,от веса и давления грунта необходимо принимать в соответствии с требованиямиСНиП 2.01.07-85.

Нормативное значениевоздействия от предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб позаданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов при надземнойпрокладке и др.) надлежит определять по принятому конструктивному решениютрубопровода.

Нормативное значениедавления транспортируемой среды устанавливается проектом.

Нормативная нагрузка отвеса транспортируемой среды на единицу длины трубопровода должна определятьсяпо формулам:

для жидкой среды

, (4)

для газообразной среды

. (5)

Нормативныйтемпературный перепад в трубопроводе надлежит принимать равным разнице междумаксимально или минимально возможной температурой стенок трубопровода впроцессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которойфиксируется расчетная схема трубопровода.

Нормативная снеговаянагрузка на единицу длины горизонтальной проекции надземного трубопровода должнаопределяться по формуле:

. (6)

Нормативная снеговаянагрузка (H/м) должнаприниматься по СНиП 2.01.07-85.

Нормативная нагрузка отобледенения на единицу длины надземного трубопровода должна определятьсяпо формуле:

, (7)

где: (см) - толщину слояи (Н/м) -объемный вес гололеда необходимо принимать по СНиП 2.01.07-85.

Нормативная ветроваянагрузка на единицу длины надземного трубопровода , действующая перпендикулярноего осевой вертикальной плоскости, должна определяться по формуле:

, (8)

где статическая (Н/м) идинамическая (Н/м) составляющиеветровой нагрузки должны определяться по СНиП 2.01.07-85, при этом значение необходимоопределять как для сооружения с равномерно распределенной массой и постояннойжесткостью.

Нормативные значениянагрузок и воздействий, возникающих при транспортировании отдельных секций, присооружении трубопровода, испытании и пропуске очистных устройств должныустанавливаться проектом в зависимости от способов производства этих работ ипроведения испытаний.

Сейсмические воздействияна надземные трубопроводы должны приниматься согласно СНиП II-7-81.

Нагрузки и воздействия,вызываемые резким нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью иполомкой оборудования, должны устанавливаться проектом в зависимости отособенностей технологического режима эксплуатации.

Нагрузки и воздействияот неравномерной деформации грунта (осадок, пучения селевых потоков, оползней,воздействий горных выработок, карстов, замачивания просадочных грунтов,оттаивания вечномерзлых грунтов и т.д.) должны определяться на основаниианализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе эксплуатациитрубопровода.

Нормативные нагрузки икоэффициенты надежности по нагрузке от подвижного состава железных иавтомобильных дорог должны определяться согласно СНиП 2.05.03-84.

Определение толщинстенок труб и соединительных деталей

8.4. Расчетные толщины стеноктруб и соединительных деталей должны определяться по формуле:

, (9)

где значения определяются:

для трубопроводов,транспортирующих продукты, не содержащие сероводород

, (10)

для трубопроводов,транспортирующих сероводородсодержащие продукты

. (11)

При назначенииноминальной толщины стенки труб и соединительных деталей должны учитыватьсявременные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и другихвоздействий).

Нормативныесопротивления и должны приниматьсяравными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и пределатекучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартами техническим условиям на трубы и соединительные детали.

Расчетные сопротивлениясварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали,выполненных любым видом сварки и прошедших контроль качества неразрушающимиметодами, должны приниматься равными меньшим значениям соответствующихрасчетных сопротивлений соединяемых элементов.

При отсутствии этогоконтроля расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы исоединительные детали, принимаются с понижающим коэффициентом 0,85.

Значения коэффициентов:надежности по назначению трубопроводов , условий работы трубопровода ,надежности по материалу и надежности по нагрузке должныприниматься по табл. 9, 10, 11 и 12.

Значения коэффициентовусловий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты , должныприниматься по табл. 17.

Таблица 17

Значения коэффициентовусловий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

Категория трубопровода и	Содержание сероводорода
его участка	Среднее	Низкое
1	2	3
I	0,4	0,5
II	0,5	0,6
III	0,6	0,65

Примечание:

Среднее и низкоесодержание сероводорода - по ВСН 51-3-85/ВСН 51-2.38-85.

Значения коэффициентовнесущей способности труб и соединительных деталей должны приниматься:

для труб, заглушек ипереходов - 1;

для тройниковыхсоединений и отводов - а + b,

где:

для тройниковых соединений,

для отводов.

Значения коэффициентов аи b должны приниматься: для тройниковых соединений по табл. 18, для отводов -по табл. 19.

Таблица 18

Значения коэффициентов аи b для тройниковых соединений

	Сварные без усиливающих элементов		Бесшовные и штампосварные
	а	b	а	b
от 0,00 до 0,15	0,00	1,00	0,22	1,00
от 0,15 до 0,50	1,60	0,76	0,62	0,94
от 0,50 до 1,00	0,10	1,51	0,40	1,05

Таблица 19

Значения коэффициентов аи b для отводов

	а	b
1	2	3
от 1,0 до 2,0	-0 ,3	1,6
более 2,0	0,0	1,0

Для обеспечения условийпоперечной (местной) устойчивости толщина стенки труб должна приниматься неменее /140,но не менее 3 мм для труб условным диаметром до 200 мм включительно и не менее4 мм для труб условным диаметром свыше 200 мм.

Для подземныхтрубопроводов, имеющих отношение <0,01, или укладываемых наглубину более 3 м или менее 0,8 м, должно соблюдаться условие:

. (12)

Значения (MH/м) и (MH)(расчетное усилие и изгибающий момент в продольном сечении трубы единичнойдлины) должны определяться в соответствии с правилами строительной механики сучетом отпора грунта от совместного воздействия давления грунта, нагрузок надтрубой от подвижного состава железнодорожного и автомобильного транспорта,возможного вакуума и гидростатического давления грунтовых вод.

Проверка напряженногосостояния и устойчивости подземных и наземных

(в насыпи) трубопроводов

8.5. Поверочный расчеттрубопровода на прочность должен производиться после выбора его основныхразмеров с учетом всех расчетных нагрузок и воздействий для всех расчетныхслучаев, возникающих при сооружении, испытании и эксплуатации.

8.6. Определение усилийот расчетных нагрузок и воздействий, возникающих в отдельных элементахтрубопроводов, необходимо производить методами строительной механики расчетастатически неопределимых стержневых систем.

8.7. Расчетная схематрубопровода должна отражать действительные условия его работы, а метод расчета- учитывать возможность использования ЭВМ.

8.8. В качестверасчетной схемы трубопровода должны рассматриваться статически неопределимыестержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия трубопровода сокружающей средой. При этом коэффициенты повышения гибкости отводов итройниковых соединений должны определяться согласно пп 8.9. и 8.10.

8.9. Значениекоэффициента повышения гибкости гнутых отводов должно определяться по табл.20.

Таблица 20

Центральный угол отвода , град.	Коэффициент повышения гибкости отвода
1	2
От 0 до 45
От 45 до 90	*

Величина *принимается по рис. 1 в зависимости от геометрического параметра отвода ипараметра внутреннего давления для .

Рис. 1. График дляопределения значений коэффициента

Значение параметров и должныопределяться по формулам:

; (13)

. (14)

8.10. Коэффициентгибкости тройниковых соединений должен приниматься равным единице.

8.11. Арматура,расположенная на трубопроводе (краны, задвижки, обратные клапаны и т.д.),должна рассматриваться в расчетной схеме как твердое недеформируемое тело.

8.12. В каждомпоперечном сечении трубопровода для номинальной толщины стенки трубы исоединительных деталей должны выполняться условия:

- в точках поперечногосечения, где фибровые продольные напряжения, определенные от расчетных нагрузок(),сжимающие:

; (15)

- в точках поперечногосечения, где растягивающие:

. (16)

Значения должныприниматься:

- при действии всехнагрузок силового нагружения - 1,2 ;

- при совместномдействии всех нагрузок силового нагружения и нагрузок деформационногонагружения (кроме сейсмических, пучения и морозобойного растрескивания) - ;

- при совместномдействии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включаясейсмические воздействия, пучение и морозобойное растрескивание - 1,5 .

При оценке прочностисоединительных деталей должны учитываться еще и местные мембранные и изгибныенапряжения, определенные от всех нагрузок силового и деформационногонагружения. Значение в этом случае должноприниматься .

Для трубопроводов,транспортирующих сероводородсодержащие продукты, должно приниматься равным по формуле(11).

8.13. Значениякоэффициентов интенсификации продольных напряжений должны приниматься:

для прямой трубы - 1;

для отводов - *.

для магистральной частитройникового соединения

; (17)

для ответвлениятройникового соединения .

Значение * дляотводов принимается по рис. 2 в зависимости от параметров и ,определяемых формулами (13) и (14):

Рис. 2. График дляопределения значений коэффициента *

Значения * длямагистральной части и ответвления тройникового соединения принимаются по рис.2в зависимости от параметров тройникового соединения, определяемых по формулам:

; (18)

. (19)

Примечание:

При определении значенийпараметров магистральной части тройникового соединения и используютсяпервые индексы, ответвления тройникового соединения и - вторыеиндексы.

8.14. Проверка общейустойчивости трубопроводов в продольном направлении должна производиться поусловию:

, (20)

где - эквивалентноепродольное осевое усилие определяется от расчетных нагрузок и воздействий сучетом продольных и поперечных перемещений трубопровода;

- продольное критическое усилиеопределяется с учетом принятого конструктивного решения трубопровода.

8.15. Устойчивостьположения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненныхучастках трассы, должна проверяться по условию:

, (21)

где - суммарнаярасчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор припрокладке свободным изгибом;

- суммарная расчетная нагрузка,действующая вниз (включая собственный вес) (Н/м).

Значения коэффициентанадежности устойчивого положения должны определяться по табл.21.

Таблица 21

Характеристика участка трубопровода	Коэффициент надежности устойчивого положения,
Обводненные и пойменные, за границами производства подводно-технических работ, участки трассы	1,05
Русловые участки трассы через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ	1,10
Участки трассы через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки	1,15

Проверка напряженногосостояния и устойчивости надземных трубопроводов

8.16. Надземныетрубопроводы должны проверяться на прочность, продольную устойчивость ивыносливость при колебаниях в ветровом потоке.

8.17. Продольные усилияи изгибающие моменты в надземных трубопроводах должны определяться всоответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопроводрассматривается как статически неопределимая стержневая система переменнойжесткости. Коэффициенты повышения гибкости отводов и тройниковых соединенийдолжны определяться по пп. 8.9 и 8.10.

8.18. При определениипродольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах следуетучитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажатрубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах трубопроводовнеобходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземныхтрубопроводов должен производиться с учетом перемещений трубопровода напримыкающих подземных участках трубопроводов.

8.19. Балочные системынадземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, приэтом применяется меньшее или большее из возможных значений коэффициента тренияв зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.

При наличии изгибающихмоментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет должен производитьсяпо их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическуюнелинейность системы.

8.20. В каждомпоперечном сечении надземного трубопровода для номинальной толщины стенки трубыи соединительных деталей должно выполняться условие (15) и (16).

Значения коэффициентовинтенсификации напряжений для отводов и тройниковых соединений должныприниматься согласно п. 8.13.

8.21. При скоростяхветра, вызывающих колебание трубопровода с частотой, равной частоте собственныхколебаний, необходимо производить поверочный расчет трубопроводов на резонанс.

Расчетные усилия иперемещения трубопровода при резонансе должны определяться как геометрическаясумма резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от другихвидов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку,соответствующую критическому скоростному напору.

При расчете навыносливость (динамическое действие ветра) величина понижается согласноуказаниям СНиП II-23-81.

8.22. Расчет основанийфундаментов и самих опор должен производиться по потере несущей способности(прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальнойэксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большимидеформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений илитрубопровода.

8.23. Опоры (включаяоснования и фундаменты) и опорные части должны рассчитываться на передаваемыетрубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные(продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые отрасчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетомвозможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.

При расчете опор должнаучитываться глубина промерзания или оттаивания грунта, деформаций грунта(пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределахвосприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима,осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе, и других условий.

8.24. Нагрузки на опоры,возникающие от воздействия ветра и от изменений длины трубопроводов подвлиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, должныопределяться в зависимости от принятой системы прокладки и компенсациипродольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопроводана опорах.

На уклонах местности ина участках со слабонесущими грунтами должны применяться системы прокладокнадземных трубопроводов с неподвижными опорами, испытывающими минимальныенагрузки, например, прокладку змейкой с неподвижными опорами, расположенными ввершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.

8.25. Нагрузки нанеподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем трубопроводов должныприниматься равными сумме усилий, передающихся на опору от примыкающих участковтрубопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий,если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшая изнагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

8.26. Продольно-подвижныеи свободно-подвижные опоры балочных надземных систем трубопроводов должнырассчитываться на совместные действия вертикальной нагрузки и горизонтальныхсил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопроводов к опоре,когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определениигоризонтальных усилий на неподвижные опоры необходимо принимать максимальноезначение коэффициента трения.

В прямолинейных балочныхсистемах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможноеотклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетноегоризонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующеена промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, должно приниматьсяравным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия втрубопроводе.

Проверка прочноститрубопроводов при сейсмических воздействиях

8.27. Напряжения отсейсмических воздействий в подземных трубопроводах и трубопроводах,прокладываемых в насыпи, должны определяться как результат воздействиясейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода.

Величина этих напряженийдолжна определяться по формуле:

. (22)

Значения коэффициентов и должныприниматься по табл. 22, 23 и 24.

Значения величинсейсмического ускорения и скорости распространенияпродольной сейсмической волны должны приниматься по табл.25 и 22.

Значение величиныпреобладающего периода сейсмических колебаний грунтового массива должныопределяться при изысканиях.

Таблица 22

Значения коэффициентовзащемления трубопровода в грунте и скоростей распространенияпродольной сейсмической волны

Грунты	Коэффициент защемления трубопровода в грунте	Скорость распространения продольной сейсмической волны , м/с
1	2	3
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных	0,50	120
Песчаные маловлажные	0,50	150
Песчаные средней влажности	0,45	250
Песчаные водонасыщенные	0,45	350
Супеси и суглинки	0,60	300
Глинистые влажные, пластичные	0,35	500
Глинистые, полутвердые и твердые	0,70	2000
Лесс и лессовидные	0,50	400
Торф	0,20	100
Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)	1,00	2200
Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)	1,00	1500
Гравий, щебень и галечник	См. примеч. 2	1100
Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные и сильно выветренные)	То же	1500
Скальные породы (монолиты)	То же	2200

Примечание:

1. В таблице приведенынаименьшие значения , которые следует уточнять приизысканиях.

2. Значениякоэффициентов защемления трубопровода следует принимать по грунту засыпки.

Таблица 23

Значения коэффициентовстепени ответственности трубопровода

Характеристика трубопровода
1	2
Газопроводы I и II класса, нефте-, продуктопроводы I класса	1,5
Газопроводы III класса, нефте-, продуктопроводы II класса	1,2
Газопроводы IV класса, нефте-, продуктопроводы III класса	1,0

Примечание: Присейсмичности 9 баллов и выше, коэффициент для трубопроводов, указанныхв поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

Таблица 24

Значения коэффициентовповторяемости землетрясений

Повторяемость землетрясений 1 раз	в 100 лет	в 1000 лет	в 10 000 лет
Коэффициент повторяемости	1,15	1,0	0,9

Таблица 25

Значения расчетныхсейсмических ускорений

Сила землетрясения, баллы	7	8	9	10
Сейсмическое ускорение, м/сек²	1,0	2,0	4,0	8,0

8.28. При совместномдействии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включаясейсмическое воздействие, напряжение от которого определяется по формуле (22),величина вусловиях (15)(16) должна удовлетворятьусловию .

8.29. Расчет надземныхтрубопроводов на сейсмические воздействия должен производиться согласнотребованиям СНиП II-7-81, с оценкой прочности по условиям (15)(16).

Определение несущей способностианкерных устройств

8.30. Расчетная несущаяспособность анкерного устройства должна определяться по формуле:

. (23)

Коэффициент условийработы анкерного устройства должен приниматься 1,0 при = 1 или 2 и 3; а при 2 и 1 3:

Расчетная несущаяспособность анкера из условия несущей способности грунта основания должнаопределяться по формуле:

, (24)

где - несущая способностьанкера (Н) должна определяться расчетом или по результатам полевых испытанийсогласно СНиП 2.02.03-85;

- коэффициент надежности анкера,принимаемый равным 1,4, при определении несущей способности анкера расчетом или1,25 - при определении несущей способности анкера по результатам полевыхиспытаний статической нагрузкой.

9. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

9.1. Выбор трассы,конструктивных, технологических и природоохранных решений, прокладкатрубопроводов должны осуществляться в строгом соответствии с Законом РФ"Об охране окружающей природной среды", иными законодательными актамии нормативными документами в этой области, в т.ч.: Руководством поэкологической экспертизе предпроектной и проектной документации",Указаниями к экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности впрединвестиционной и проектной документации (Минприрода России, 1993 и 1994гг.), Пособием по составлению раздела проекта "Охрана окружающей природнойсреды" к СП 11-101-95, требованиям настоящей Инструкции и действующимиотраслевыми нормативными документами по данному вопросу.

9.2. Каждый проектдолжен содержать раздел "Охрана окружающей среды" с оценкойвоздействия на окружающую среду (ОВОС). ОВОС проводится для природныхкомпонентов (геологическая среда, вода, воздух, почва, растительность, животныймир) и природных комплексов (ландшафтов) в полосе, равной по ширине зоневлияния трубопровода, но не менее чем 3 км по обе стороны осевой линиитрубопровода.

В ОВОС обязательнаоценка ареалов опасных природных процессов, существующих до начала сооружения ипрогнозируемых на первый и пятнадцатый год эксплуатации.

9.3. ОВОС и проектприродоохранных мероприятий, включая рекультивации, осуществляется в объемах,соответствующих табл. 26.

Таблица 26

Стадии проектирования трубопровода	Состав графических документов	Масштаб графических документов
Технико-экономическое обоснование	Современное состояние природных компонентов (по видам компонентов) - рекомендуемые	1 : 500000 - на всю трассу
	Прогнозное состояние природных компонентов (по видам компонентов) - рекомендуемые	1 : 5000 до 1 : 100000 на участки трассы с повышенным
	Современное и прогнозируемое состояние окружающей среды - обязательные	экологическим риском
	Экологический риск и опасные природные процессы - обязательные
	Природоохранные мероприятия - обязательные
Проект	Определяются на основании выполнения ОВОС на стадии ТЭО

9.4. ОВОС проводится вобъемах, достаточных для проведения оценки экологического риска, связанного свозможностью нанесения ущербов жизни и здоровью населения (рисккатастрофических следствий аварий); редким и исчезающим видам животных ирастений (риск утраты генофонда); природным ресурсам, утрачиваемым илиуменьшаемым вследствие деструкции природных систем или загрязнения окружающейприродной среды при сооружении и эксплуатации промысловых трубопроводов.

Объемы ОВОС должныобеспечивать сравнение вариантов природоохранных решений по признакуэффективности предотвращения или стабилизации природных процессов, неблагоприятнымдля традиционного природопользования или снижающих техническую надежностьтрубопроводов.

9.5. Проектные решенияпо охране окружающей природной среды должны обеспечивать возможность сохранениясуществующего и потенциально достижимого до начала сооружения трубопроводауровня доходности нарушаемых угодий, а также локализацию и уменьшение активностиопасных природных процессов до уровня, не превышающего указанного в табл. 27.

Таблица 27

Опасный природный процесс	Недопустимый уровень активности процесса
1	2
Термоэрозия	Удлинение линейных форм более чем на 2 м/год
Водная эрозия	Удлинение линейных форм более чем на 1 м/год
Солифлюкция	Сплывание грунтов со склона более чем на 1 м/год
Оползневые и обвальные	Полное исключение
Ветровая эрозия (дефляция)	Превышение площади раздува 50 м²
Обводнение	Полное исключение
Подтопление и заболачивание	Подъем среднего экологически значимого уровня почвенных вод (верховодки) более чем на 0,2 м
Абразия	Скорость абразивного разрушения берегов на подводных переходах более чем 1 м/год
Другие опасные природные процессы	В зависимости от связанного с их активацией экологического риска, определяемого при выполнении ОВОС

9.6. В составприродоохранных мероприятий должны входить проектные решения по:

инженернымрекультивациям (по всей трассе);

специальным инженернымрекультивациям (на участках трассы с опасными природными процессами);

земляным рекультивациям(на участках трассы в пределах сельхозугодий в соответствии с ГОСТ17.5.3.05-84; ГОСТ 17.4.3.02-85; ГОСТ 17.5.3.06-85);

охране поверхностных иподземных вод от загрязнения;

биологическимрекультивациям (по всей трассе, за исключением участков трассы в пределахсельскохозяйственных угодий);

экологической маркировке(по всей трассе - на период строительства, по особо важным участкам - на периодэксплуатации);

экологическомумониторингу.

9.7. Инженерныерекультивации должны быть запроектированы и проведены, чтобы выполнениеосновных видов строительно-монтажных работ позволяло бы избежать возникновенияопасных природных процессов вне ареалов, существовавших до началастроительства.

9.8. Специальныеинженерные рекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобыактивизация или возникновение опасных природных процессов были бы исключены илиминимизированы в пределах прогнозируемых при проведении ОВОС ареаловнарушенности.

9.9. Земельныерекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобы обеспечивалосьвосстановление плодородия земель сельскохозяйственных угодий, существовавшее доначала строительства.

9.10. Биологическиерекультивации должны быть запроектированы и осуществлены так, чтобырекультивированные участки обладали после рекультивации свойствамисамовосстановления.

9.11. Экологическаямаркировка (экологическая разметка трассы) должна быть запроектирована ипроведена так, чтобы при осуществлении строительных работ могли быть выявленыособо важные экологические объекты: участки, нуждающиеся в рекультивацияхразличных типов. Маркировка особо важных экологических объектов должнапредусматриваться проектом и на период строительства.

9.12. Экологическиймониторинг должен быть запроектирован и осуществлен так, чтобы ареалы опасныхприродных процессов могли быть выявлены в начале теплового периода каждого годаэксплуатации с подробностью, достаточной для оперативного проектирования мероприятийпо предотвращению таких процессов; могла быть проверена эффективностьбиологических рекультиваций в первые три года эксплуатации.

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВОТ КОРРОЗИИ

10.1. При проектированиисредств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных иподводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следуетруководствоваться требованиями ГОСТ 25812-83 нормативными документами,утвержденными в установленном порядке, и приведенными ниже требованиями.

Защита внутреннейповерхности труб от коррозионного воздействия перекачиваемого продуктаосуществляется в соответствии с п. 3.40.

10.2.Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должнаобеспечивать их нормальную работу в течение эксплуатационного срока.

Допускается не применятьэлектрохимическую защиту, если защитные покрытия обеспечивают надежнуюэксплуатацию в течение всего срока службы.

Защита трубопроводов отподземной коррозии защитными покрытиями

10.3. Трубопроводы(включая крановые узлы, тройники и др.) должны быть изолированы по всейнаружной поверхности изоляционными покрытиями в соответствии с ГОСТ 25812-83.Подготовка траншеи и засыпка трубопровода грунтом должна вестись способом,исключающим повреждение изоляции, что устанавливается искателями повреждений.

10.4. Изоляционныепокрытия законченных строительством подземных участков трубопроводов должныиметь сопротивление не ниже 10 Ом · м. Контроль этойвеличины должен производиться катодной поляризацией по методике ГОСТ 25812-83.

10.5. В зависимости отконкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов должны применятьсядва типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитныхпокрытий должен применяться на участках трубопроводов I и II категорий всехдиаметров, на трубопроводах диаметром 820 мм и более, а также на трубопроводахлюбого диаметра, прокладываемых:

в засоленных почвахлюбого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, сорах и др.);

в болотистых,заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективногообводнения или орошения; на подводных переходах и в поймах рек, а также напереходах через железные и автомобильные дороги, и на расстоянии в обе стороныот переходов в соответствии с табл. 13;

на пересечении сразличными трубопроводами, включая по 20 м в обе стороны от места пересечения;

на участках промышленныхи бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающихтоков источников постоянного тока;

на участкахтрубопроводов с температурой транспортируемого продукта 330 К (30°С) и выше;

на участкахнефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 мот рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов ипромышленных предприятий;

на территориях КС, ГРС,НС, УКПГ, УЗРГ и на расстоянии от них в соответствии с табл. 13.

Во всех остальныхслучаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Защита надземныхтрубопроводов от атмосферной коррозии

10.6. Трубопроводы принадземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными,металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

10.7. Лакокрасочныепокрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1кВ на толщину.

Контроль лакокрасочныхпокрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ или МТ-33Н,а по сплошности - искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа"Крона-1P".

10.8. Консистентныесмазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60°С научастках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40°С.

Покрытие изконсистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 илиПАК-4 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

10.9.Противокоррозионная защита опор и других металлических конструкций надземныхтрубопроводов должна выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.04.03-85.

Электрохимическая защитатрубопроводов от подземной коррозии

10.10. На трубопроводедолжны быть обеспечены по всей его внешней поверхности и непрерывно во времениполяризационные потенциалы более отрицательные, чем регламентированный ГОСТ25812-83 минимальный защитный потенциал, но более положительные, чем максимальныйзащитный потенциал, установленный тем же стандартом.

10.11. Проектэлектрохимической защиты трубопроводов должен учитывать развитие промысла,изменение технологического назначения промысловых трубопроводов и давления вних в процессе эксплуатации.

10.12. При разработкепроекта электрохимической защиты должны рассматриваться раздельно группы илиотдельные сооружения: скважины или кусты скважин, многониточные системытрубопроводов и одиночные трубопроводы, площадки УКПГ и др. сосредоточенныеобъекты; при этом схемы защиты всех групп сооружений должны быть согласованы междусобой.

10.13. При залегании наглубине до 10 м грунтов с более высоким в 2-3 раза электросопротивлением посравнению с нижележащими слоями и при расположении скважин по сетке менее чем200 м должны предусматриваться глубинные анодные заземления.

При неглубоком заложении(до 20 м) анодные заземления располагаются не менее чем на 300 м от защищаемыхсооружений.

10.14. При осуществленииэлектрохимической защиты выкидных линий (шлейфов) точка дренажа должнанаходиться не менее чем в 50 м от устья скважины. При этом сила тока защитнойустановки должна быть увеличена на величину защитного тока, потребляемогообсадной колонной скважин.

10.15. При совместнойпрокладке трубопроводов в одном коридоре они считаются электрохимическизащищенными от подземной коррозии, если поляризационный потенциал, находится впределах между минимальным защитным и максимальным допустимыми потенциалами. Недопускается применять системы электрохимической защиты с обязательнымуравниванием защитных потенциалов в точке дренажа на трубопроводах с различнымиэлектрическими параметрами.

10.16. Срок вводаэлектрохимической защиты трубопровода, находящегося в зоне действия блуждающихтоков, должен быть не более одного месяца после укладки участка трубопровода, ав остальных случаях - не более трех месяцев после укладки в траншею участка трубопровода.Если испытуемая защита не может быть введена в эксплуатацию в эти сроки, тодолжна быть предусмотрена временная электрохимическая защита с вводом вдействие в указанные выше сроки.

10.17. Системаэлектрохимической защиты должна обеспечивать эффективную работу в течение неменее 10 лет без ее реконструкции.

10.18. На трубопроводедолжна быть установлена система контроля электрохимической защиты,обеспечивающая выполнение требований п. 10.10. Все контрольно-измерительныепункты должны иметь привязку к трассе трубопровода (с точностью до 1 м) иопознавательные знаки, распознаваемые с вертолета. Эти пункты должны бытьобеспечены подъездными дорогами для доступа обслуживающего персонала наавтотранспорте повышенной проходимости. Контрольно-измерительные пункты должныпозволять проведение проверки эффективности электрохимической защиты исостояния изоляции.

10.19. Все электрическиесоединения установок электрохимической защиты и средств ее контроля должны бытьвыполнены проводниками, сечение и изоляция которых обеспечивает их безотказнуюэксплуатацию в течение всего периода эксплуатации трубопровода.

10.20. Электрическиесоединения дренажных и контрольных проводников с трубопроводом должнывыполняться таким способом, который не нарушает механических свойств трубы иобеспечивает надежную работу соединения в течение всего срока эксплуатациитрубопровода.

10.21. Электрохимическаязащита не должна оказывать вредного влияния на соседние подземные металлическиесооружения и на окружающую среду.

Тепловая изоляция

10.22. Тепловая изоляциятрубопроводов должна предусматриваться в случае необходимости:

обеспечения заданнойтемпературы транспортируемого продукта в соответствии с нормамитехнологического проектирования при транспортировании его в зимних условиях(высокопарафинистая нефть, обводненная нефть, конденсат, вода и др.);

исключения пучения илиосадки трубопровода;

обеспечения сохранностиокружающей среды.

10.23. Необходимостьпроектирования тепловой изоляции определяется нормами технологическогопроектирования. При проектировании тепловой изоляции должны учитыватьсятребования СНиП 2.04.14-88.

10.24. Тепловая изоляциядолжна обеспечивать защиту трубопроводов от тепловых потерь по всей его длине,в т.ч. в местах расположения опор, стыков, соединительных и переходныхэлементов и др. при различных диаметрах и способах прокладки трубопроводов.

Разрешается выполнятьтеплоизоляцию надземных трубопроводов из горючих материалов при условииустройства противопожарных перемычек из негорючих материалов. Для подземныхтрубопроводов выбор материала теплоизоляции не нормируется.

11.ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ

11.1. Строительствотрубопроводов, как правило, должно вестись поточным методом механизированнымиколоннами (комплексными трубопроводостроительными потоками - КТП),обеспечивающими высокую производительность и требуемое качество строительства,благодаря непрерывности производства всех видов работ в строгой технологическойпоследовательности.

11.2. На строительствепромысловых трубопроводов небольшой протяженности могут быть применены такжепоследовательный и параллельный методы организации строительства.

11.3. При любом методеорганизации строительства с целью обеспечения требуемого качества должны строгособлюдаться технологии производства работ, предусмотренные рабочейдокументацией и проектом производства работ (ППР). Любое изменение в процессестроительства утвержденных технологий производства работ должно бытьсогласовано с заказчиком и с разработчиками рабочей документации и ППР.

11.4. Сооружениепереходов через крупные естественные и искусственные препятствия следуетвыполнять специализированными подразделениями (бригадами) по отдельному проектупроизводства работ. ППР должен быть согласован с владельцем искусственногосооружения, а по естественным препятствиям - с местной администрацией иливедомством, ответственным за эксплуатацию (охрану) природного объекта.

11.5. Строительствопромысловых трубопроводов рекомендуется вести по принципу гибкой технологии иорганизации, для чего строительный поток должен быть оснащен технологическимимашинами и оснасткой, приспособленными к производству работ на трубопроводах разныхдиаметров.

11.6. Характеристикимашин и технологической оснастки, их количество и расстановка в строительномпотоке должны соответствовать диаметру трубопровода, природным условиямстроительства и принятой технологии производства работ.

Для бесперебойногофункционирования КТП необходимо предусматривать страховое резервирование машини технологической оснастки.

11.7. На строительстветрубопроводов в зависимости от диаметра труб и природных условий используют восновном две схемы организации работ:

трассовую, когдаотдельные трубы доставляют непосредственно на трассу, раскладывают, сваривают вплети, изолируют и укладывают;

базовую, когда трубыизолируют (теплоизолируют) в базовых условиях, сваривают в двух-, трехтрубныесекции на трубосварочной базе, вывозят на трассу, сваривают в плети, изолируютстыки и укладывают.

Схему работ следуетвыбирать на основе технико-экономического расчета.

11.8. В состав типовогоКТП входят:

бригада по расчисткестроительной полосы от леса;

бригада по планировкестроительной полосы, снятию плодородного слоя почвы;

бригада по установкесвайных опор;

бригада по сооружениювременных дорог и технологических проездов;

бригадапогрузочно-разгрузочных и транспортных работ;

бригада по сваркеповоротных стыков;

бригада по базовойизоляции;

звено по гнутью труб натрубогибочной установке;

бригада по сооружениюпереходов;

бригада по монтажусложных узлов;

бригада по разработкетраншеи и котлованов;

бригада по заготовкегрунта в карьерах;

бригада по сваркенеповоротных стыков;

бригада по изоляциитрубопровода;

бригада по теплоизоляциитрубопровода;

бригада по укладке ибалластировке;

бригада по монтажу угловповорота и захлестов;

бригадапроизводственного контроля качества работ;

бригада по засыпке ирекультивации;

бригада по монтажусредств электрохимзащиты;

бригада по очисткеполости и испытанию трубопровода.

11.9. При сооружениитрубопроводов следует применять преимущественно индустриальные методы монтажа:использование труб и деталей с заводским (или базовым) антикоррозионным итеплоизоляционным покрытием: труб с заводским бетонным (балластирующим илизащитным) покрытием, укрупненных узлов (модулей, блоков) запорной арматуры,укрупненных узлов сбора газа (нефти) и т.п.

11.10. Всестроительно-монтажные машины и технологическая оснастка, применяемые присооружении трубопроводов, должны выбираться с учетом обеспечения сохранностипри производстве работ как самих труб, так и нанесенных на них покрытий(антикоррозионных, теплоизоляционных, защитных, балластирующих).

11.11. Проектпроизводства работ (ППР) на строительство трубопроводов параллельно действующими на пересечениях с ними должен предусматривать меры, предотвращающиеповреждения действующих трубопроводов.

11.12. Линейные(трассовые) работы по сооружению трубопроводов на вечномерзлых грунтах должныосуществляться в зимнее время с использованием грунтов в качестве оснований всоответствии со СНиП II-18-76. В летний период при потере несущей способностидеятельного слоя грунта выполняются внетрассовые работы:

транспортировка труб,грузов и оборудования по автодорогам и водным путем на временные пионерныебазы;

заготовка грунта вкарьерах;

сварка труб в секции иизоляция на стационарных базах;

изготовление и изоляциягнутых и сварных отводов;

сборка, изоляция ииспытания укрупненных линейных крановых узлов, узлов сбора газа и нефти идругих конструкций;

ремонт и подготовкастроительной техники и автотранспорта к работе в зимних условиях.

12. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕРАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ

12.1. Подготовительныеработы на объекте разделяются на трассовые и внетрассовые подготовительныеработы.

12.2. Внетрассовые подготовительныеработы включают устройство вертолетных площадок и причалов, обустройствовременных жилых городков, строительство временных дорог, монтажсварочно-изоляционных баз и ремонтных мастерских, создание текущих, страховых исезонных запасов труб и других материалов, а также выполнение работ в базовыхусловиях.

12.3. Обустройствовременных жилых городков, баз сварки, изоляции, технического обслуживания, атакже их инженерное обеспечение осуществляются в соответствии с ПОС и ППР.

12.4. Сварочные и изоляционныебазы, как правило, должны располагаться вблизи пунктов разгрузки труб, а приналичии ограничений по вывозке секций непосредственно на трассе.

12.5. Площадки дляприема вертолетов должны устраиваться при жилых городках, сварочно-изоляционныхбазах, около строительных площадок (переходы рек, узлы подключения КС и НС), потрассе трубопровода согласно проекту организации строительства.

12.6. Взлетно-посадочныеплощадки для вертолетов должны сооружаться в соответствии с требованиями СНиП32-03-96.

12.7. Причалы должныбыть приспособлены для приемки поступающих на строительство техники иматериалов водным путем. Конструкция и технология сооружения причалов должныустанавливаться проектом.

12.8. Формированиетекущих и страховых запасов материальных ресурсов должно быть увязано сграфиком строительства.

12.9. Сезонные запасыматериальных ресурсов создаются в районах с ограниченным периодомфункционирования транспортной системы. Размеры сезонных запасов должныобеспечивать выполнение заданных объемов работ в период перерыва в поставках.

12.10. Для хранениянаиболее объемных строительных грузов - труб, трубных секций и железобетонныхпригрузов - должны устраиваться временные, на период строительства, склады,которые располагаются в пунктах разгрузки (станционные, причальные), присварочно-изоляционных базах (базовые), в различных точках трассы (трассовыесклады). Количество и местоположение различных видов складов должны бытьобоснованы транспортной схемой в составе проекта организации строительства.

12.11. Для транспортировкиматериалов должна быть использована преимущественно существующая дорожная сеть,а в необходимых случаях построены временные дороги.

12.12. В зимний периоддля подъезда к строительным площадкам должны быть оборудованы зимние и ледовыедороги, ледовые переправы в соответствии с транспортной схемой.

Строительная организациядолжна разработать (своими силами или по договору) документацию на временныедороги с указанием объемов работ, технологии работ, используемых конструкций иправил эксплуатации.

12.13. Подготовительныеработы, выполняемые в базовых условиях, включают следующие работы:

сварку труб в секции натрубосварочных базах и заготовку крановых узлов;

изоляцию труб, секций,трубной арматуры и деталей;

гидро- и теплоизоляциюодиночных труб, секций труб, криволинейных вставок, фитингов, деталей крановыхузлов и т.п.;

холодное гнутье труб,изготовление укрупненных конструкций трубных блоков, спайных опор, ригелей,вмораживаемых анкеров, балластных конструкций и т.п.

12.14. Трассовыеподготовительные работы включают:

разбивку и закреплениепикетажа, детальную геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных угловповорота, разметку строительной полосы, выноску пикетов за ее пределы;

расчистку строительнойполосы от леса и кустарника;

снятие плодородного слояземли;

планировку строительнойполосы, уборку валунов;

осушение строительнойполосы, ее промораживание или защиту от промерзания в зависимости от грунтовыхусловий;

строительство временныхдорог и технологических проездов;

устройство защитныхограждений, обеспечивающих безопасность производства работ.

12.15. После планировкистроительной полосы знаки разбивки оси трассы должны быть восстановлены.

12.16. Осушениестроительной полосы и площадей должно осуществляться путем:

устройства боковых,отводных, нагорных и дренажных канав;

строительстваводопропускных и водоотводных сооружений, которые служат для отводаповерхностных вод;

строительства подземногодренажного трубопровода;

устройства вертикальныхиглофильтров.

На участках с плывуннымигрунтами через каждые 50-60 м по створу будущей траншеи должны устраиватьсяводопонизительные колодцы глубиной по 3,5-4 м для откачки из них воды.

Методы осушения должныбыть указаны в проекте.

12.17. К расчисткетрассы от леса приступают только при наличии лесопорубочных билетов. Расчисткатрассы от леса и кустарника должна быть выполнена в границах строительнойполосы.

12.18. Расчистка лесадля прокладки временных дорог производится в границах, установленных проектом.Для минимизации масштабов лесорубки следует максимально использоватьсуществующие лесовозные дороги и просеки.

12.19. При геодезическомзакреплении трассы в вечномерзлых грунтах необходимо обозначить места сзалеганием жильных и подземных льдов, участки морозного пучения и т.д. всоответствии с проектом.

Для выравнивания рельефаместности вертикальную планировку следует выполнять подсыпкой низинных местпривозным грунтом.

На участках трассы сподземными льдами и грунтами с льдистостью >0,4 подсыпку выполняют свозможностью стока поверхностных вод. Для подcыпки следует применять легкоуплотняемые грунты. При этом необходимо предусматривать меры, исключающиевозможность фильтрации воды через подсыпку или ее основание и проникновение взону разработки траншеи и в тело насыпи временной дороги. Уплотнение каждогослоя подсыпки производят проходом груженных грунтом автосамосвалов.

12.20. Защитастроительной полосы от заноса снегом, расчистка или задержание снегаосуществляется на основании данных о розе ветров и интенсивности снегопереноса.

Расчистку трассы отснега рекомендуется производить в два этапа: сначала - полосы для проездамашин, развозки и раскладки труб и трубных секций, свайных, опор, затем -оставшейся части строительной полосы непосредственно перед выполнениемсваебойных и земляных работ.

13. СТРОИТЕЛЬСТВОВРЕМЕННЫХ ДОРОГ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПРОЕЗДОВ

13.1. Тип, конструкцию иширину проезжей части временных дорог и технологических проездов выбирают взависимости от диаметров трубопроводов, количества одновременно укладываемыхниток, способов прокладки трубопроводов и несущей способности грунтов и наличияместных дорожно-строительных материалов.

На участках с низкойнесущей способностью грунтов могут быть использованы следующие конструкции:

со сборно-разборнымпокрытием;

лежневые;

дерево-грунтовые;

насыпные, армированныемелколесьем;

насыпные с основаниямииз синтетических материалов (НСМ, ГТМ) или других аналогичных материалов;

грунтовые без покрытия;

снежно-ледовые иснежные.

13.2. Лежневые идерево-грунтовые дороги устраивают в качестве технологических проездов вдольтрассы трубопровода для прохода строительно-монтажных колонн на болотах I и IIтипов.

13.3. Лежневые дорогиустраивают в виде сплошного бревенчатого настила шириной 4, 6 и 8 м взависимости от давления, оказываемого используемой техникой.

13.4. Дерево-грунтовуюдорожную одежду устраивают в виде сплошного настила, из бревен диаметром 25-30см, засыпаемого сверху грунтовой смесью.

По краям проезжей частипокрытия укладывают скрепляющие прижимные бревна диаметром 18-25 см, междукоторыми отсыпают слой торфа толщиной 5-10 м и грунтовую смесь покрытиятолщиной не менее 20-30 см.

На болотах I типа смощностью торфяной залежи 1,5-2 м сплошной поперечный настил укладывают напродольные лежни диаметром 18-25 см.

На болотах I типа срыхлым водонасыщенным грунтом и на болотах II типа в основании дорожной одеждыустраивают дополнительный подстилающий слой из хворостяной выстилки или изпоперечных лаг, на который затем укладывают продольные лежни и сплошнойпоперечный настил с последующей отсыпкой на него мохорастительного слоя игрунтового покрытия.

Для болот I типа срыхлым торфяным грунтом и избыточной влажностью и для болот II типа устраивают2 или 3 ярусное основание из продольно-поперечных лаг, уложенных на хворостянуювыстилку.

Бревна поперечного ипродольного настила транспортируют к месту производства работ с помощьютрелевочного трактора.

Продольные лежниукладывают так, чтобы в одном поперечном сечении находился только один стык.

На продольные лежнираскладывают бревна поперечного настила, плотно подгоняя один к другому.

На прямых участкахтрассы комли поперечных бревен ориентируют в разные стороны, на кривых - внаружную сторону кривой.

Сверху над крайнимипродольными лежнями укладывают прижимные бревна, которые скрепляют с лежнямипроволочной скруткой через 2-3 м.

Отсыпку грунта надеревянное основание ведут с послойным уплотнением.

13.5. Дороги сосборно-разборным покрытием используют в качестве транспортных подъездных путейна болотах I и II типов, на многолетнемерзлых, мелкодисперсных и сильноувлажненных грунтах.

Основным элементомдороги со сборно-разборным покрытием являются деревянные щиты или бетонныеплиты. Деревянные щиты изготавливают из бревен длиной 6 м при диаметре0,18-0,25 м. Бревна в щите укладывают в разные стороны, скрепляя их либостяжными шпильками (нагелями), либо проволокой и связующими бревнами. Вместодеревянных щитов могут быть использованы серийно выпускаемые сборно-разборныедорожные плиты (СРДП).

Монтаж щитов и плитведут способом "от себя".

В процессе эксплуатациидорог со сборно-разборным покрытием необходимо:

выравнивать просевшийнастил;

устранять перекосы;

заменять разрушенныещиты и плиты;

проверять крепежные исоединительные узлы.

После завершенияэксплуатации дороги выполняют ее разборку, разъединяя крепежные узлы щитов илиплит.

13.6. На переувлажненныхминеральных и многолетнемерзлых грунтах, на болотах и обводненных участкахмогут быть сооружены грунтовые дороги без покрытия.

Если несущая способностьгрунта выше, чем давление от массы насыпи и транспортной нагрузки, отсыпканасыпи ведется непосредственно на материковый грунт. Если же несущаяспособность ниже, чем давление указанной массы и транспортной нагрузки, тоустраивают искусственное основание, выполненное из деревянного настила илихворостяной выстилки, геотекстильных (ГТМ) и нетканых синтетических материалов(НСМ), резиновых матов, изготовляемых из отходов резино-техническойпромышленности.

Отсыпка насыпипроизводится с послойным разравниванием и уплотнением грунта бульдозерами идорожными катками.

В зависимости от свойствгрунта применяют различные типы дорожной одежды с прослойкой из НСМ и ГТМ.

Дорожная одежда типа I спрослойкой в основании из НСМ или ГТМ применяется для сооружения дорог итехнологических проездов на болотах, состоящих из плотных малоувлажненныхторфов устойчивой консистенции, а также на многолетнемерзлых грунтах (рис. 3а).

Дорожная одежда типа II(рис. 3б) может быть использована на болотах глубиной до 2 м с допустимойнагрузкой на торф не менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см).

Дорожная одежда типа III(рис. 3в) предназначена для сооружения технологических проездов на болотахглубиной более 4 м с допустимой нагрузкой на торф не менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см).

Дорожная одежда типа IV(рис. 3г) может быть применена для технологических проездов, сооружаемых наболотах с допустимой нагрузкой на торф не менее 0,01 МПа (0,1 кгс/см).

Рис. 3. Дорожная одеждадля временных дорог и технологических проездов, прокладываемых на болотах:

а) тип I; б) тип II; в)тип III; г) тип IV;

1 - грунтовое покрытие;2 - насыпь; 3 - прослойка из НСМ или резинотканевых матов; 4 - торфяной слой; 5- деревянный настил; 6 - армирующая полоса

13.7. В зимний период вусловиях болот и многолетнемерзлых грунтов прокладывают временные зимние дорогии технологические проезды из снега и льда - снежно-ледовые или снежные.

Зимние дороги и проездымогут быть устроены следующими способами: снежно-уплотненные, образованные впроцессе движения автотранспорта и строительных машин; снежно-ледяные,образуемые на сильно обводненных болотах, водных переправах путем естественногопромерзания или путем постепенной поливки и промораживания небольших участковдороги.

Зимние дороги сооружаютна поверхности земли и на снежных насыпях.

Основанием дорог нанулевых отметках является промерзший грунт. На слабых, плохо промерзающихгрунтах основание дороги армируют лесными материалами, в безлесных районах -синтетическими материалами (НСМ, ГТМ).

Зимние дороги -переправы прокладывают через водные преграды - реки, озера, водохранилища.

Простейшая конструкцияледовой переправы представляет собой переезд по естественному льду,расчищенному от снежного покрова в пределах проезжей части.

Если несущая способностьестественного слоя льда недостаточна, производится послойное намораживание илипринудительное промораживание глубинных стоек. Конструкция ледовой переправы,усиленной глубинными стойками, включает естественный ледяной покров и опорныеледяные стойки, которые промораживают с помощью установленных в воде двухфазныхтермосифонов. Термосифоны для промораживания стоек устанавливают двумя рядамивдоль переправы. Такая переправа имеет проезжую часть из трех полос движения -центральную и две боковые, которые разделены между собой рядами ледяных стоек.Расстояние между рядами и стойками в ряду - 5-7 м. Испарители термосифоновпогружают в воду через пробуренные во льду лунки и частично заглубляют в донныйгрунт.

13.8. Зимние дороги спродленным сроком эксплуатации имеют специальные дополнительные слои,предназначенные для термоизоляции дороги сверху.

13.9. Переездавтотранспортной и гусеничной техники через действующий трубопровод допускаетсятолько в специально оборудованных местах - переездах. Места расположения иконструкции переезда определяются проектом.

Для устройства переездачерез трубопровод следует выбирать сухие участки трассы, где трубопровод имеетпроектное заглубление и не имеет поворотов в горизонтальной и вертикальнойплоскостях.

Высота насыпи изминерального грунта над верхней образующей трубопровода должна быть не менее1,5 м.

Грунт насыпи послойнотрамбуют и уплотняют проходами гусеничной техники. Непосредственно надтрубопроводом и на расстоянии до 2 м в обе стороны от него грунт утрамбовываютвручную.

Сверху на насыпьукладывают железобетонные дорожные плиты. Поперечный стык между плитами недолжен находиться над трубопроводом.

Сооружение переездовчерез действующие трубопроводы должно производиться в присутствииответственного представителя организации, эксплуатирующего трубопровод.

14. ТРАНСПОРТИРОВКА ИСКЛАДИРОВАНИЕ ТРУБ

14.1. Величина заднегосвеса труб и трубных секций при транспортировке не должна превышать размеров,установленных паспортом трубовозов (плетевозов).

14.2. Притранспортировке труб и секций по строительной полосе расстояние от следадвижения транспортного средства до бровки разработанной траншеи должно быть неменее 3 м.

14.3. Трубы и секциималых диаметров (до 219 мм) для сокращения времени погрузки-выгрузки,обеспечения сохранности покрытия, исключения провисания труб между тягачом иприцепом и повышения безопасности следует перевозить в пакетах.

14.4.Погрузочно-разгрузочные работы выполняются с использованием грузоподъемногооборудования, технические параметры которого соответствуют весу и габаритамтруб и сохраняют их качество.

14.5. Полувагоны иплатформы подаются под разгрузку локомотивом. Запрещается применять дляперемещения вагонов тракторы, автомобили, трубоукладчики или другой нерельсовыйтранспорт и оборудование.

Выгрузку труб изжелезнодорожных вагонов следует осуществлять по двум схемам: вагон-склад-автомобильили вагон-автомобиль.

14.6. При разгрузке ипогрузке труб с изоляционным или тепловым покрытием особое внимание следуетуделять сохранности покрытия. Не допускается использование канатов, цепей идругих грузозахватных устройств, вызывающих повреждения покрытия. Всегрузоподъемные средства (их рабочие органы) должны быть оборудованы защитнымиустройствами.

14.7. При разгрузке трубс покрытиями и их погрузке на транспортные средства, а также при складированиитруб с помощью трубоукладчиков должны использоваться траверсы с торцевымизахватами. Для исключения повреждений торцов труб паз крюка должен быть снабженвкладышами из мягкого материала.

14.8. При перемещениитрубоукладчиком на короткие расстояния труб секций) с наружным покрытием должныприменяться мягкие полотенца или торцевые захваты с мягкими вкладышами. Приэтом стрела крана-трубоукладчика обшивается эластичными накладками.

14.9. При выполнениипогрузочно-разгрузочных работ с обетонированными трубами следует применятьторцевые захваты специальной конструкции (широкие), снижающие давление накромки труб; коники трубовозов необходимо оборудовать эластичными подкладками.

14.10. При складированиитруб запрещается:

укладывать в одинштабель трубы разного диаметра;

производить укладку трубверхнего ряда до закрепления труб нижнего ряда;

складировать вместеизолированные и неизолированные трубы; укладывать трубы в наклонном положении сопиранием одной стороны труб на нижележащие трубы.

14.11. Высота штабелятруб ограничивается исходя из условия сохранения геометрической формы сечениятрубы и целостности покрытия.

14.12. Сезонное хранениетруб, трубных узлов и арматуры производится с выполнением консервации,обеспечивающей их защиту от коррозии и сохранность покрытия.

14.13. При хранениитруб, трубных секций, трубной арматуры и деталей их внутренняя полость должнабыть защищена от засорения и загрязнения.

14.14. Складированиетруб осуществляется на подготовленных площадках, на которых должны бытьустроены водоотводы поверхностных вод. Во избежание попадания снега в полоститруб штабели с торцов должны быть защищены щитами.

14.15. При складированиитруб, имеющих покрытия места контакта труб с упорными и разделительнымистойками, должны быть облицованы амортизирующими материалами. Между рядами вштабеле должны быть уложены эластичные прокладки.

14.16. Дляпредотвращения раскатывания труб в штабеле следует использовать торцевыеувязки. Кроме того, крайние трубы нижнего ряда необходимо подклинить с помощьюметаллического упора, облицованного резиной.

14.17. Трубы и секции,уложенные на поперечных уклонах свыше 5°, во избежание скатывания должны бытьзакреплены на лежках, оснащенных боковыми упорами.

14.18. Складированиеобетонированных труб диаметром до 720 мм производят в 4 яруса, а свыше 720 мм -в 3 яруса.

14.19. Раскладка потрассе изолированных и теплоизолированных труб (секций) производитсятрубоукладчиками, оснащенными мягкими стропами. Раскладка производится на лежкис мягкими накладками.

При раскладке вдольтраншеи труб и секций их следует размещать на расстоянии 1,5-2 м от бровкитраншеи.

15. СВАРКА ТРУБОПРОВОДОВ

Аттестация технологии.Сварка и контроль приемочных стыков

15.1. Технология сварки,планируемая к применению на каждом конкретном промысловом трубопроводе, должнабыть аттестована.

15.2. Аттестациятехнологии сварки должна быть проведена на полноразмерных трубах в условиях,тождественных производственным, при этом количество сварщиков должно бытьвыбрано в соответствии с технологической картой.

15.3. Аттестациютехнологии специальных сварочных и ремонтных работ допускается выполнять накатушках длиной не менее 250 мм.

15.4. В случае, еслиЗаказчик предъявляет дополнительные требования (выходящие за регламентацииданного документа) к технологии, объемам и методам неразрушающего контроля,видам механических испытаний (испытания на ударный изгиб, замеры твердостисварного соединения, коррозионные испытания специальных образцов и т.п.),аттестация технологии сварки становится двухэтапной, включающейисследовательскую и приемочную аттестации.

Исследовательский этаппроводится с привлечением соответствующего НИИ, и его результаты оформляются ввиде аттестационного отчета.

Аттестационный отчетсовместно с актом последующей аттестации технологии сварки приемочного стыкатруб является неотъемлемой частью исполнительной документации, передаваемойЗаказчику и Генподрядчику.

15.5. Аттестациятехнологии сварки (при двухэтапной аттестации - приемочная аттестация)организуется Подрядчиком и производится комиссией, в которую, кромепредставителя Подрядчика, входят также представители Заказчика, Генподрядчика ислужбы технадзора.

15.6. Аттестациятехнологии сварки производится в соответствии с технологической картой, вкоторой регламентируются:

технологический процесссварки, предъявляемый к аттестации;

перечень рабочихопераций, выполняемых в технологическом процессе сварки стыка;

размеры труб (диаметры итолщины стенок), класс прочности труб, марка стали (тип для импортных труб),ГОСТ или ТУ на поставку труб;

требования к подготовкекромок свариваемых труб (форма и размеры разделки кромок, способ их обработки,качество зачистки);

требования к сборкестыков (тип применяемого центратора (наружный или внутренний), способзакрепления труб, параметры сборки);

применяемые сварочныематериалы (тип электрода, вид покрытия, марка электрода и/или сварочнойпроволоки, диаметр электрода и/или сварочной проволоки, марка флюса, вид исостав защитного газа), применяемые паяльные материалы (марка припоя, маркафлюса, марка защитного покрытия), стандарт или ТУ на их поставку, требования кусловиям их хранения и подготовки к сварке;

параметры сварочногопроцесса (род тока, полярность, величина тока и напряжения на дуге, направлениесварки, диапазон допустимых скоростей сварки, вылет и угол наклона электрода,время оплавления, давление осадки, метод удаления внутреннего и наружного гратаи др.);

положение труб впроцессе сварки, количество и расположение прихваток; последовательность сваркислоев и допустимый временной интервал между их выполнением;

необходимостьпредварительного подогрева, сопутствующего нагрева и послесварочнойтермообработки, а также их параметры, средства и условия контроля температуры;

другие характеристики,соблюдение которых требуется при выполнении операций;

условия выполненияремонта дефектных сварных швов;

параметры, требующиерегистрации в процессе сварки;

геометрические параметрысварного соединения.

15.7. В процессе сваркистык подвергают операционному контролю, готовые сварные соединения подвергаютконтролю неразрушающими физическими методами, а также испытанию механическихсвойств сварного соединения.

15.8. Стыки, выполненныестыковой контактной сваркой оплавлением, после снятия внутреннего и наружногограта должны иметь усиление высотой не более 3 мм. При снятии внутреннего инаружного грата не допускается уменьшение толщины стенки трубы и наличие острыхкромок.

Смещение кромок труб недолжно превышать 25% толщины стенки трубы, но должно быть не более 3 мм.

При несоответствии хотябы одного из вышеназванных параметров сварного соединения указанным требованиямстык бракуется и дальнейшим испытаниям не подвергается.

Определение соответствияфактических параметров режима сварки, записанных на диаграмме самопишущегоприбора, заданным осуществляется в соответствии с методикой расшифровки.

При отклонениифактического режима сварки от заданного стык бракуется и дальнейшим испытаниямне подвергается.

15.9. При приемочнойаттестации для оценки механических свойств сварных соединений испытываютобразцы (плоские и трубчатые) на растяжение и статический изгиб (сплющивание).

Другие виды механическихиспытаний могут проводиться по усмотрению Заказчика, а также если онипредусмотрены проектной документацией.

Для труб диаметром до 89мм включительно проводят испытания: трубчатых образцов на растяжение и насплющивание;

форма трубчатых образцовдля испытаний на растяжение должна соответствовать типу XVIII ГОСТ 6996-66;

форма трубчатых образцовдля испытаний на сплющивание должна соответствовать типу XXX ГОСТ 6996-66.

15.10. Количествообразцов для различных видов испытаний приведено в табл. 28.

Таблица 28

Количество образцов дляиспытаний

Нормальный	Количество образцов
наружный диаметр трубы,	на растяжение		на изгиб с расположением корня шва			на сплющивание	Всего
мм	плоские	трубчатые	наружу	внутрь	на ребро
1	2	3	4	5	6	7	8
Толщина стенки труб до 5 мм включительно
Не более 89	-	3	-	-	-	3	6
Толщина стенки труб более 5 мм до 12,5 мм включительно
До 426	2	-	2	2	-	-	6
Свыше 426	4	-	4	4	-	-	12
Толщина стенки труб более 12,5 мм
До 426	2	-	-	-	4	-	6
Свыше 426	4	-	-	-	8	-	12

15.11. Испытание нарастяжение сварного соединения труб диаметром более 89 мм должно проводиться наплоских поперечных образцах типа XII или XIII (ГОСТ 6996-66) с удалениемвыпуклости (усиления) шва.

15.12. Для испытаний настатический изгиб с расположением корня шва внутрь или наружу применяют образцытипа XXVII по ГОСТ 6996-66.

Для испытаний настатический изгиб "на ребро" применяют образцы типа XXVIIIа по ГОСТ6996-66.

15.13. Временноесопротивление разрыву сварных соединений, определяемое на плоских разрывныхобразцах со снятым усилением шва, должно быть не ниже нормативного значениявременного сопротивления разрыву основного металла труб.

15.14. Для сварныхсоединений, выполненных дуговой сваркой, среднее арифметическое значение углазагиба образцов должно быть не ниже 120°, а единичное минимальное значение - нениже 100°.

15.15. Для сварныхсоединений, выполненных контактной стыковой сваркой, среднее арифметическоезначение угла загиба образцов при испытании должно быть не ниже 70°, а егоминимальное значение - не ниже 40°. При подсчете среднего арифметическогозначения все углы более 110° принимаются равными 110°.

15.16. Испытание насплющивание производят путем деформации образца под прессом сжимающейнагрузкой. Обязательным условием проведения испытания является плавностьнарастания усилия на образец. Испытания проводят со скоростью не более 15мм/мин. Шов должен располагаться по оси приложенной нагрузки.

Величина просвета междусжимающими поверхностями при появлении первой трещины на поверхности образцадолжна быть не менее 20 мм. Появление надрывов длиной до 5 мм по кромкам и наповерхности образца, не развивающихся дальше в процессе испытания, браковочнымпризнаком не является.

15.17. Для специальныхсварных соединений производится испытание не менее 2 образцов на излом снадрезом.

15.18. Технология сваркисчитается аттестованной, если по данным операционного контроля, контролянеразрушающими физическими методами, результатам испытаний механических свойствсварные соединения удовлетворяют требованиям раздела настоящей инструкции.

15.19. В случае, если покаким-либо видам испытаний получены неудовлетворительные результаты, посогласованию с Заказчиком может быть проведена повторная сварка и испытаниядвух дополнительных стыков. Если при повторных испытаниях опять будут полученыотрицательные результаты, решение о новых аттестационных испытаниях технологиисварки и объемах этих испытаний может быть принято Заказчиком только послевыявления и устранения Подрядчиком причин неудовлетворительных результатов.

15.20. По результатамприемочной аттестации технологии сварки (приемочные стыки) составляется актаттестации.

К акту прилагаютсяпротоколы механических испытаний и неразрушающего контроля, а также результатывизуального контроля швов.

15.21. Результатыаттестационных испытаний технологии сварки распространяются только на теусловия сварки, которые регламентированы технологической картой.

15.22. В случае одногоили более перечисленных ниже изменений условий сварки должны быть проведеныновые аттестационные испытания:

- изменение процесса(или сочетания процессов) сварки и способа(ов) его выполнения;

- изменение материалатруб: ТУ или стандарта на поставку, прочностного класса (табл. 29), состоянияпоставки;

- изменение диаметрасвариваемых труб за пределы групп, приведенных в табл. 30;

- изменение толщиныстенки трубы за пределы групп, приведенных в табл. 31;

Таблица 29

Группы по классупрочности труб

Группа	Класс прочности	Нормативное значение временного сопротивления разрыву металла, МПa (кгс/мм²)
1	2	3
1	Менее К50	Менее 490 (50)
2	К50-К54	490 (50)-529 (54)
3	К55-К60	539 (55)-588 (60)

Таблица 30

Группы по диаметрам труб

Группа	Диаметр труб, мм
1	2
1	89 мм и менее
2	Свыше 89 мм до 426 мм
3	Свыше 426*

* Примечание: для трубсвыше 426 мм аттестация технологии сварки должна проводиться по ВСН 006"Сварка - Новая редакция".

Таблица 31

Группы по толщине стенки

Группа	Толщина стенки трубы, мм
1	2
1	12,5 и менее
2	> 12,5-19,0
3	> 19,0

- изменение разделкикромок за пределы допусков, регламентированных технологической инструкцией;

- изменение типасварочных материалов за пределы принятого технологией прочностного класса, типаэлектродов, вида электродного покрытия, вида сердечника порошковой проволоки,типа и основности флюса;

- изменение рода тока(переменный, постоянный), полярности (обратная, прямая);

- изменение положениятруб в процессе сварки и направления сварки (снизу вверх, сверху вниз);

- изменение числа слоевшва (в сторону уменьшения) и временного интервала между их выполнением (всторону увеличения);

- изменение типацентратора (внутренний, наружный) и условий его удаления;

- изменение параметровпредварительного и сопутствующего подогревов и послесварочной термообработки;

- уменьшение числасварщиков на корневом слое шва против предусмотренного технологическойинструкцией.

15.23. Аттестациютехнологии ремонта дефектных стыков целесообразно проводить одновременно саттестацией технологии сварки трубопровода преимущественно на том же стыке. Припроведении аттестации технологии ремонта производят ремонт участков сварногошва длиной не менее 300 мм в потолочной части стыка. При диаметре трубы меньше426 мм - не менее 1/6 периметра трубы. В том случае, если ремонт сварного швавыполняется теми же сварочными материалами и тем же методом сварки, которыепредусмотрены аттестованной технологией, разрешается аттестовать технологиюремонта по результатам неразрушающего контроля ремонтного участка шва.

15.24. Технология сборкии сварки захлестов и другие специальные сборочно-сварочные работы должны бытьаттестованы самостоятельно.

Аттестация сварщиков.Сварка допускных стыков

15.25. К аттестационнымиспытаниям сварщиков по аттестованной для данного объекта технологии сваркидопускаются сварщики, сдавшие экзамены в соответствии с Правилами аттестациисварщиков, утвержденными Госгортехнадзором России и имеющие удостоверения установленнойформы.

15.26. Все сварщики доначала работ на данном объекте должны выполнить сварку допускных стыков наспециально подготовленных катушках.

Сварщики, участвовавшиев аттестации технологии сварки и выполнявшие приемочный стык, признанныйгодным, от аттестации на допускных стыках освобождаются.

15.27. Допускной стыкдолжен свариваться в присутствии представителей технадзора Заказчика в условияхнепрерывного пооперационного контроля и последовательной оценки качества каждойоперации.

Аттестационные испытаниясварщика, в том числе при работе в составе бригады, назначают также в случаях,если:

он имел перерыв в своейработе более трех месяцев;

в технологическуюдокументацию внесены изменения.

Допускной стыкподвергают:

пооперационному контролюв процессе сварки;

визуальному осмотру сопределением геометрических параметров сварного соединения;

радиографическомуконтролю;

испытанию образцов наизлом с надрезом.

15.28. Испытанияобразцов на излом с надрезом выполняются после радиографического контролядопускного стыка.

Образцы для испытания наизлом с усилением шва должны иметь длину около 230 мм и ширину около 20 мм. Онимогут быть вырезаны газовой резкой, фрезой или другим аналогичным инструментомс последующей механической обработкой. Образцы должны иметь надрезы,выполненные ножовкой в центральной части сварного шва (со стороны наружного усиления)и по бокам шва.

15.29. Если порезультатам контроля допускной стык не принят, то разрешается выполнить сваркуи контроль двух других допускных стыков; в случае получения при повторномконтроле неудовлетворительных результатов хотя бы на одном из стыков сварщикпризнается не выдержавшим испытание. К повторному испытанию сварщик может бытьдопущен только после дополнительного обучения (тренировки) по специальнойпрограмме, согласованной с технадзором Заказчика.

15.30. Срок действияаттестационных испытаний сварщиков определяется продолжительностьюстроительства данного объекта, если соблюдены следующие условия:

- сварщик в течениевсего этого времени выполняет только ту работу, по которой он прошелаттестационные испытания;

- перерыв в работе заэтот период не превышает трех месяцев.

Если сварщик за времяработы нарушает технологическую дисциплину и допускает брак в работе,представитель Заказчика имеет право отстранить его от работы и потребоватьпереаттестации.

Подготовка кромок исборка стыков

15.31. Основные типыразделки кромок труб, выполняемых в монтажных условиях, приведены на рис. 4 а,б.

Подготовку кромок состандартной разделкой (см. рис. 4а) можно выполнять как механическойобработкой, так и газовой резкой с последующей зачисткой шлифмашинкой.Подготовку кромок с двухскосой разделкой (см. рис. 4б) можно выполнять толькомеханической обработкой концов труб или патрубков. Такая разделка являетсяпредпочтительной при изготовлении трубных узлов и толстостенных труб притолщине стенки 15 мм и более.

Рис. 4. Формыподготовленных кромок:

а - со скосом кромок; б- с криволинейным скосом кромок;

В = 7 мм при толщинестенки 15-20 мм; В = 10 мм при толщине стенки больше 20 мм.

15.32. До начала сборкина всех поступивших для сварки труб, деталях трубопроводов, арматуре мастером(или другим ответственным лицом) должно быть проверено наличие клейм,маркировки, а также сертификатов завода-изготовителя, подтверждающихсоответствие труб, деталей трубопроводов и арматуры их назначению.

При отсутствии клейм,маркировки, сертификатов (или других документов, удостоверяющих их качество)трубы, детали трубопроводов и арматура к сборке и сварке не допускаются.

15 33. До начала сборкитрубы, детали трубопроводов и арматура должны пройти входной контроль на пригодностьк сборке.

При визуальном контролеповерхности труб, включая зоны заводских продольных швов, должны быть выявленынедопустимые дефекты, регламентированные техническими условиями на поставкутруб.

Трубы, деталитрубопроводов и арматура с недопустимыми дефектами к сборке не допускаются.

На поверхности труб илидеталей не допускаются:

- трещины, плены,рванины, закаты любых размеров;

- местные перегибы,гофры и вмятины.

15.34. Во избежаниеполучения "косых" стыков необходимо проверить соответствие степениотклонения свариваемого торца от угольника, который должен быть не вышеследующих значений:

для труб, деталей,арматуры диаметром до 225 мм - не более 1,5 мм; при диаметре от 225 мм до 529мм включительно - не более 2,0 мм; при диаметре свыше 529 мм - более 2,5 мм.

15.35. Все местныеуступы и неровности, имеющиеся на свариваемых торцах и препятствующие ихточному соединению, следует до начала сборки устранить с помощью абразивногокруга или напильника, не допуская острых углов и резких переходов.

15.36. Перед сборкойтруб необходимо очистить внутреннюю полость труб и деталей трубопроводов отгрунта, грязи, снега и т.п. загрязнений, а также механически очистить дометаллического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружнуюповерхности труб, деталей трубопроводов, патрубков, арматуры на ширину не менее10 мм.

Перед сборкой необходимообрезать деформированные концы труб и участки с поврежденной поверхностью труб.

15.37. Допускаетсяправка плавных вмятин по телу трубы или правка деформированных торцов трубглубиной не более 3,5% диаметра труб с помощью безударных разжимныхприспособлений. При этом на трубах из сталей с нормативным временнымсопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кгс/мм²) допускается правкавмятин и деформированных торцов труб без подогрева при температуре окружающеговоздуха +5°С и выше. При более низких температурах требуется подогрев на100-150°С. На трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву539 МПа (55 кгс/мм²) и выше подогрев на 100-150°С требуется прилюбых температурах окружающего воздуха.

Вмятины идеформированные торцы глубиной более 3,5% от диаметра труб, а также любыевмятины с резкими перегибами, вмятины с надрывами или вмятины, совпадающие сдефектами поверхности или кромок труб, исправлению не подлежат и должны бытьвырезаны.

15.38. В местах,пораженных коррозией, толщина стенки труб или деталей не должна выходить запределы минусовых допусков, установленных техническими условиями на поставку.Замер толщины стенки трубы на этих участках необходимо выполнять с помощьюультразвукового толщиномера с точностью не менее 0,1 мм.

15.39. Допускаетсяпроизводить зачистку на поверхности труб и деталей царапин, рисок и задировглубиной не более 0,4 мм, а также участков поверхности, пораженных коррозией,при условии, что толщина стенки после устранения дефектов не будет выходить запределы минусовых допусков, установленных техническими условиями на поставку.

15.40. Допускаетсяремонт сваркой дефектов на фасках труб (забоин, задиров) глубиной не более 5 ммс последующей механической зачисткой мест исправления дефектов довосстановления необходимого скоса кромок. Ремонт этих дефектов следуетпроизводить электродами, прочностной класс которых не превышаетсоответствующего типу Э50А-Б, независимо от прочностного класса труб.

15.41. При сборке стыковтруб с одинаковой нормативной толщиной стенки должны соблюдаться следующиетребования:

внутреннее смещениевнутренних кромок бесшовных труб не должно превышать 2 мм. Допускаются на длинене более 100 мм местные внутренние смещения кромок труб, не превышающие 3 мм;

величина наружногосмещения в этом случае не нормируется, однако должен быть обеспечен последующийплавный переход поверхности шва к основному металлу в соответствии стехнологической картой;

смещение кромокэлектросварных труб не должно превышать 20% нормативной толщины стенки, но неболее 3 мм. Измерение величины смещения кромок допускается проводить шаблономпо наружным поверхностям труб.

Для труб с нормативнойтолщиной стенки до 10 мм допускается смещение кромок до 40% нормативнойтолщины, но не более 2 мм.

В случае необходимостидля бесшовных труб следует производить их селекцию по размерам концов труб.

Если разность внутреннихдиаметров стыкуемых бесшовных труб диаметром не более 89 мм, выполненных изуглеродистых нелегированных сталей, превышает требования п. 15.41, то дляобеспечения плавных переходов в месте стыка может быть произведена безударная раздачаконцов труб без нагрева при температуре окружающего воздуха более +5°С.

В случае более низкихтемператур окружающего воздуха при безударной раздаче необходим подогрев на100-150°С.

Сборку труб диаметром529 мм и выше следует производить на внутренних центраторах с гидравлическимили пневматическим приводом.

15.42. При сборке стыковтруб или труб с деталями трубопроводов и патрубками арматуры допускается ихнепосредственное соединение без дополнительной обработки кромок только вследующих случаях:

для толщин стенок неболее 12,5 мм, если разность толщин не превышает 2,0 мм;

для толщин стенок более12,5 мм, если нормативная разность толщин не превышает 3,0 мм. В этом случаесмещения стыкуемых кромок не допускаются.

Сборка труб или труб сдеталями трубопроводов и запорной арматурой с большей нормативнойразнотолщинностью, чем это указано, может осуществляться:

через переходник потолщине или патрубок промежуточной толщины длиной не менее 250 мм;

непосредственнымсоединением свариваемых торцов после специальной подготовки кромок изнутри и(или) снаружи более толстостенного элемента с толщиной стенки до толщинысвариваемого торца (рис. 5), которая не должнапревышать 1,5 толщины менее толстостенного элемента .

В результате условиемнепосредственного соединения является величина .

По величине (исходнаятолщина толстостенного элемента) определяются необходимость и величина:

предварительногоподогрева;

местной послесварочнойтермической обработки.

15.43. При сборкезаводские (как продольные, так и спиральные) швы следует смещать относительнодруг друга на 50 мм при диаметре до 219 мм, на 75 мм - при диаметре свыше 219до 529 мм, на 100 мм - при диаметре свыше 529 мм.

15.44. В случаетехнической невозможности при сборке труб диаметром более 529 мм соблюдениятребований по "разведению" заводских швов, расстояния между этимисмежными швами Производитель работ должен согласовывать в каждом отдельномслучае с представителем Заказчика.

а) Обработка свнутренней стороны толщины до =

б) Соединение безобработки свариваемых торцов (=)

в) Обработка свнутренней и наружной стороны толщины до

г) Обработка с наружнойстороны толщины до

Рис. 5. Регламентируемыеварианты обработки торцов стыкуемых разнотолщинных элементов

- толщина стенки более тонкостенногоэлемента;

- толщинасвариваемого торца более толстостенного элемента;

- толщина стенки более толстостенногоэлемента

Рекомендуетсярасполагать заводские продольные швы в верхней половине периметра свариваемыхтруб.

15.45. При сборке навнутреннем центраторе и последующей сварке целлюлозными электродами сварщикамследует приступать непосредственно к выполнению корневого слоя шва безприхваток. Если по каким-либо причинам в процессе поиска и установкитехнологического зазора прихватка все же поставлена и выполняет не свойственнуюей роль "подвижного шарнира", то она должна быть полностьювышлифована и заварена вновь при сварке корневого слоя шва.

15.46. При сборке нанаружном центраторе и последующей сварке корневого слоя шва электродами сосновным видом покрытия количество прихваток равномерно распределяется попериметру стыка.

Высота прихваток недолжна превышать 50% толщины стенки трубы.

Прихватки следуетвыполнять не ближе 100 мм от продольных швов трубы. Количество и размерыприхваток приведены в табл. 32.

Таблица 32

Количество и размерыприхваток при ручной дуговой сварке корневого слоя шва

	Количество	Длина прихваток, не менее, мм
Диаметр стыка, мм	прихваток не менее, шт.	поворотные стыки	неповоротные стыки
1	2	3	4
до 150	2	25	40
св. 150 до 400	3	40	50
св. 400 до 1000	4	60	80
св. 1000	6	100	150

15.47. Перед началомвыполнения сварочных работ поворотных и неповоротных стыков труб производитсяпросушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков.

Просушка торцов трубпутем нагрева на 50°С обязательна независимо от прочностного класса стали:

- при наличии влаги натрубах независимо от температуры окружающего воздуха;

- при температуреокружающего воздуха ниже + 5°С.

15.48. Предварительныйподогрев производится в случае выполнения корневого слоя шва ручной дуговойсваркой, сваркой в среде углекислого газа или самозащитной порошковойпроволокой.

Температура торцов трубнепосредственно перед началом выполнения сварки определяется исходной толщинойстенки труб, патрубков арматуры или деталей (), видом электродного покрытияили заполнителя порошковой проволоки, температурой окружающего воздуха,состоянием поставки стали, величиной эквивалента углерода С металла трубы.

При сварке корневогослоя шва. электродами с целлюлозным покрытием температура металла должна бытьне ниже 100°С вне зависимости от температуры окружающего воздуха; при сваркегорячего прохода - не ниже 50°С.

15.49. В остальныхслучаях параметры предварительного подогрева определяются в соответствии стребованиями ВСН 006 -89 (Миннефтегазстроя).

Температурупредварительного подогрева следует контролировать контактными термометрами илитермокарандашами.

Замерять температуруследует на расстоянии 10-15 мм от торца трубы непосредственно перед началомвыполнения сварки; место замера температуры контактными термометрами нужнопредварительно зачистить металлической щеткой.

Техническиехарактеристики термоиндикаторных карандашей по ТУ 6-10-1110-76 приведены втабл. 33.

Таблица 33

	Температура	Цвет штриха термоиндикаторных карандашей
Марка карандаша	перехода, °С	исходный	после воздействия температуры
1	2	3	4
110а	+110	Желтый	Оранжевый
110	+130	Желтый	Оранжевый
240	+240	Бирюзовый	Белый
140-440-525	+140	Розовый	Оранжевый
	+440	Оранжевый	Темно-серый
	+525	Темно-серый	Белый

Если по условиям п.15.49 необходимы и просушка и подогрев, то обязательной является толькопоследняя операция.

Если при замеретемпературы непосредственно перед сваркой будет обнаружено, что температурастыка оказалась ниже установленной, то необходим повторный нагрев.

Технология сварки

15.50. При строительствепромысловых трубопроводов применяют следующие методы сварки:

ручную электродуговуюштучными электродами;

ручную имеханизированную аргонодуговую (для корневого слоя шва);

автоматическую подфлюсом;

автоматическую имеханизированную в защитных газах;

автоматическую имеханизированную самозащитной порошковой проволокой с принудительным исвободным формированием корня шва;

стыковую оплавлением;

автоматическуюдугоконтактную;

индукционную пайку.

Подрядная организациядолжна применять только те технологии сварки, которые:

аттестованы вустановленном порядке;

зафиксированы втехнологической карте.

Любые сварочные работына строительстве трубопроводов любого назначения следует выполнять только сприменением сварочных материалов, марки которых регламентированы длятрубопроводного строительства.

15.51. Запрещаетсяосуществлять сварку с применением любых присадок, непосредственно подаваемых вдугу или предварительно заложенных в разделку.

Сварщик, уличенный виспользовании присадок, от сварки отстраняется.

15.52. Запрещаетсязажигать дугу с поверхности трубы, дуга должна возбуждаться методом"зажигания спички" только с поверхности разделки кромок или же споверхности металла уже выполненного шва.

15.53. При применениидля сборки стыка наружных центраторов снимать их допускается после сварки неменее 50% стыка.

При этом отдельныеучастки шва должны быть равномерно расположены по периметру стыка. Передпродолжением сварки корневого шва после снятия центратора все сваренные участкишва должны быть зачищены, а концы швов прорезаны шлифмашинкой.

15.54. До полногозавершения корневого слоя не разрешается перемещать свариваемый стык.

15.55. Дляпредупреждения образования дефектов между слоями перед выполнением каждогопоследующего слоя поверхность предыдущего слоя должна быть очищена от шлака ибрызг.

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

Начало и конец сварногошва должен отставать от заводского шва трубы (детали, арматуры) не ближе:

50 мм - для диаметровменее 426 мм;

75 мм - для диаметровменее 1020 мм;

100 мм - для диаметровболее 1020 мм.

Места начала и окончаниясварки каждого слоя (т.н. "замки" шва) должны располагаться для трубдиаметром 426 мм и более не ближе 100 мм от "замков" предыдущего слояшва, для труб диаметром менее 426 мм - не ближе 50 мм.

При многоваликовойсварке толстостенных элементов, когда один проход выполняется несколькимиваликами, "замки" соседних валиков должны быть смещены одинотносительно другого не менее чем на 30 мм.

Все кратеры должны бытьзаплавлены.

15.56. Во всех случаяхподварка изнутри может осуществляться только электродами с покрытием основноговида. Подварочный шов не должен иметь грубой чешуйчатости, должен быть сваренбез западаний и выступов (см. п. 15.58).

Преимущественно подваркуизнутри следует выполнять электродами диаметром 3,0-3,25 мм.

15.57. Исправлениедефектов в стыках, выполненных дуговыми методами сварки, следует производитьследующим образом:

подваркой изнутри трубыдефектных участков в корне шва;

наплавкой ниточныхваликов толщиной не более 3 мм при ремонте наружных и внутренних недопустимыхподрезов;

вышлифовкой ипоследующей заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами;

при ремонте стыка стрещиной длиной до 50 мм включительно засверливаются два отверстия нарасстоянии не менее 30 мм от краев трещины с каждой стороны, дефектный участоквышлифовывается полностью и заваривается вновь;

обнаруженные при внешнемосмотре недопустимые дефекты должны устраняться до проведения контролянеразрушающими методами.

Все исправленные участкистыков должны быть подвергнуты внешнему осмотру и неразрушающему контролю.Повторный ремонт стыков не допускается.

15.58. Облицовочный слойдолжен быть сварен без западаний (углублений) между валиками и без образованиягрубой чешуйчатости. Допустимый максимальный размер указанных дефектов взависимости от толщины стенки трубы следующий:

для труб с толщинойстенки:

до 10 мм - 1,0 мм;

от 10 мм до 20 мм - 1,5мм;

свыше 20 мм - 2,0 мм.

После сваркиоблицовочного слоя шва поверхность шва и примыкающего к нему участка трубынеобходимо:

очистить от брызг;

зашлифовать участки швас грубой чешуйчатостью, превышающей вышеприведенные нормы;

зашлифовать участкигрубого межваликового рельефа, превышающего вышеприведенные требования;

зашлифовать участкирезких переходов от металла шва к основному металлу.

Сварка захлестов

15.59. Сварказахлесточных стыков при ликвидации технологических разрывов может производитьсяв следующих условиях:

оба конца стыкуемыхучастков трубопровода свободны (не засыпаны землей) и имеют свободноеперемещение в вертикальной и горизонтальных плоскостях;

конец одного изстыкуемых участков трубопровода имеет свободное перемещение в вертикальной игоризонтальных плоскостях, а конец 2-го защемлен (подходит к крановому узлу,соединен с патрубком запорной арматуры, засыпан землей и др.);

оба концевых участкасоединяемых участков трубопровода защемлены (соединены с патрубками запорнойарматуры и пр.).

В первых двух случаяхзамыкание трубопровода может осуществляться сваркой одного кольцевогозахлесточного стыка или вваркой катушки с выполнением двух кольцевых стыков.

В третьем случаеликвидацию технологического разрыва производят путем вварки катушки с выполнениемдвух кольцевых стыков.

Для удобного монтажазахлеста следует оставлять незасыпанными концы стыкуемых участков трубопроводана расстоянии 20-60 м в обе стороны от места сварки захлесточного стыка (взависимости от диаметра).

15.60. Подготовку труб ксборке захлесточного стыка рекомендуется выполнять в следующейпоследовательности:

торец одного изстыкуемых участков трубопровода подготавливают под сварку и укладывают на опорывысотой 50-60 см по оси трубопровода. На торце без закрепления устанавливают наружныйцентратор;

конец второго стыкуемоготрубопровода вывешивают рядом с первой и производят разметку места реза спомощью шаблона для обеспечения перпендикулярности плоскости реза оситрубопровода;

производятмеханизированную газовую резку размеченного участка и последующую обработкуторца механизированным абразивным инструментом;

производят сборку стыкас помощью наружного центратора. В процессе сборки совмещение осей стыкуемыхучастков трубопровода производят краном-трубоукладчиком; при этом высота подъемаобрезанного участка не должна превышать 1,5 м на расстоянии 50-60 м от торца;

в процессе сборкиустанавливают зазор в стыке, регламентированный технологической картой. Дляфиксации сборочного зазора допускается установка прихваток;

для повышения качествасборки рекомендуется собирать стык с зазором, на 0,5-1 мм меньшимрекомендуемого технологической картой, с последующим сквозным калиброваннымпропилом зазора абразивным кругом толщиной 2,5-3,0 мм;

в случае необходимости впроцессе сборки допускаются перемещения в горизонтальной и вертикальнойплоскостях торцами обоих стыкуемых трубопроводов.

15.61. Подготовку труб ксборке при вварке катушки рекомендуется выполнять в следующейпоследовательности:

соединяемые концы трубобрезают и подготавливают под сварку в соответствии с требованиями, изложеннымив настоящем разделе;

изготавливают катушкутребуемой длины из трубы такой же толщины, диаметра и марки стали, что исоединяемые трубы;

пристыковывают катушку ктрубопроводу и производят сборку одного стыка с применением наружногоцентратора;

после сварки стыкапроизводят сборку второго (захлесточного) стыка с помощью наружного центратора;

длина ввариваемойкатушки должна быть не менее 250 мм.

15.62. В процессемонтажа захлесточного стыка для установки требуемого зазора или обеспечениясоосности труб запрещается натягивать трубы силовыми механизмами, нагревать запределами зоны сварного стыка.

В процессе сваркизахлесточного стыка запрещается производить изменения параметров монтажнойсхемы, зафиксированной к моменту завершения сборки. Опуск приподнятого длямонтажа участка (участков) трубопровода разрешается только после окончаниясварки стыка.

Сварку захлесточныхстыков следует выполнять без перерывов. Сварные соединения запрещаетсяоставлять незаконченными.

Не рекомендуетсярасположение захлесточного стыка на участках изменения категории трубопровода,сопровождающегося изменением толщины стенки труб.

Сварку захлесточныхстыков на трубах диаметром 426 мм и выше должны выполнять не менее 2 сварщиков.

Выполнять работы поликвидации технологических разрывов следует, как правило, в дневное время притемпературе не ниже -30 °С.

Для сварки захлесточныхстыков должны быть разработаны специальные технологические карты.

Вварка заплат

15.63. В процессестроительства в случае необходимости и по согласованию с Заказчиком могутвырезаться технологические отверстия.

Отверстие в плане должноиметь форму овала с двумя взаимно перпендикулярными осями симметрии. Большаяось овала должна быть не менее 150 мм, а меньшая ось - не менее 100 мм. Размерыотверстий не должны превышать 250х350 мм.

Технологическоеотверстие вырезается на расстоянии от любого шва не менее 100 мм от шва(поперечного или продольного) преимущественно в верхней части трубы.

Отверстие под заплатувыполняется преимущественно с применением копира для вырезки отверстий изаплат. Торцы отверстия в основной трубе должны быть обработаны с помощьюабразивных кругов и иметь стандартную разделку кромок.

Расстояние между двумятехнологическими отверстиями должно быть не менее 1,5 м.

15.64. Технологическиеотверстия завариваются с помощью заплат.

Заплаты следуетизготавливать заранее в стационарных условиях из отдельного отрезка трубы тогоже диаметра, толщины стенки и класса прочности, что и основная труба.

Заплаты должны иметьобработанные под сварку и зачищенные до металлического блеска кромки.

Вварка заплатосуществляется с использованием подкладных колец или пластин.

Прихватка и сваркаподкладных колец (пластин) производится только при положительной температуреметалла трубы и заплаты.

Непосредственно передвваркой заплата и участок трубы (пояс шириной не менее 500 мм) должны бытьподвергнуты предварительному подогреву.

Ремонт сварныхсоединений с помощью сварки

15.65. Ремонтуподвергаются сварные соединения, в которых суммарная длина участков снедопустимыми дефектами, включая трещины, не превышает 1/6 периметра стыка, асуммарная длина участков с трещинами не превышает 1/12 периметра стыка.

Ремонту могут бытьподвергнуты сварные соединения, выполненные стыковой контактной сваркойоплавлением и сваркой вращающейся дугой, имеющие участки с местными смещениями,превышающими допустимые не более чем на 1 мм, суммарной протяженностью до 1/6периметра стыка.

Ремонт сварных стыков,выполненных контактной сваркой оплавлением или сваркой вращающейся дугой внезависимости от диаметра труб осуществляют снаружи. Ремонт стыков, выполненныхметодами электрической дуговой сварки, труб диаметром до 1020 мм осуществляюттолько снаружи, а труб диаметром 1020 мм и более - также и изнутри, взависимости от глубины залегания дефекта и возможности доступа к стыку изнутритрубы.

Места ремонта и номерремонтируемого сварного стыка должны указываться несмываемой краской.

15.66. Разметку дляпоследующей выборки дефектного участка как при ремонте снаружи или изнутривыполняют таким образом, чтобы длина выборки была не менее 100 мм и большедлины дефектного участка не менее чем на 30 мм в каждую сторону.

Выборка дефектногоучастка преимущественно должна осуществляться механическим способом.

Границы выборки(разделки кромок) на ремонтируемой поверхности должны быть прямолинейными ипараллельными.

При ремонте снаружидефектов, расположенных в корневой части сварного соединения между дномразделки кромок и внутренней поверхностью трубы, должен оставаться слой металлатолщиной 3-4 мм. Ширина дна разделки кромок в этом случае должна составлять0,5-0,6 от толщины стенки трубы.

15.67. Ремонт сваркойдолжен производиться только электродами с основным видом покрытия, маркикоторых регламентированы для трубопроводного строительства.

15.68. Ремонт одногодефектного стыка должен выполнять один сварщик.

16. КОНТРОЛЬ СВАРНЫХСОЕДИНЕНИЙ

16.1. Объемы контролясварных стыков неразрушающими методами следует принимать в соответствии с табл.34.

16.2. Радиографическийконтроль качества сварных соединений трубопроводов должен осуществляться всоответствии с требованиями ГОСТ 7512-82; ультразвуковой контроль - всоответствии с требованиями ГОСТ 14782-86; магнитографический - ГОСТ 25225-82.

Таблица 34

Объемы контроля сварныхсоединений промысловых трубопроводов

Категории участков	Количество сварных соединений, проконтролированных физическими методами, %
трубопроводов	Всего	Радиографический, не менее	Ультразвуковой	Магнитографический
1	2	3	4	5
I	100	100	-	-
II	100	100	-	-
III	100	25	Остальное

Примечания:

1. В таблице приведеныминимальные объемы контроля. По требованию Заказчика объемы контроля отдельныхучастков трубопроводов могут быть увеличены. Это требование должно бытьотражено в проектной документации.

2. На трубосварочныхбазах с большой номенклатурой типоразмеров труб, свариваемых для различныхклассов и категорий трубопроводов и их участков, должно быть предусмотреноувеличение объемов радиографического контроля поворотных сварных соединений до100%, при этом требования настоящей таблицы распространяются на сварныесоединения, выполненные неповоротной сваркой.

3. Сварные соединенияучастков трубопроводов на переходах через железные и автомобильные дороги IIIкатегории должны быть проконтролированы в объеме 100% радиографическим методом.

4. При невозможностиконтроля угловых сварных соединений ультразвуком он может быть замененконтролем методами радиографии по ОСТ 102-51-85 и ГОСТ 7512-82.

16.3.Проконтролированные неразрушающими методами сварные соединения считаютсягодными, если в них не обнаружено дефектов, величина, количество и плотностьраспределения в шве которых превышают значения, приведенные в табл. 35.

Таблица 35

Допустимые значениядефектов сварочного шва

Тип дефекта		Условные обозначения	Схематическое изображение дефекта		Допустимые размеры дефектов сварного шва
			в сечении	в плане	глубина	длина	длина на 300
	сферические, радиальные	Aa			Максимально допустимая суммарная площадь проекций пор на радиографическом снимке не должна превышать 5% площади
	удлиненные				участка, ширина которого равна S, а длина - 50 мм
Поры	цепочка	Ab
	скопление	Ac
	канальная	Ak			0,25, но не более 3 мм	1S, но не более 50 мм	30 мм
	компактные	Ba				0,5S, но не более 7 мм	50 мм
Шлаковые включения	удлиненные	Bd			0,1S	2S, но не более 50 мм
	цепочка	Bb				2S, но не более	30 мм
	скопление	Bc				30 мм
	в корне шва	Дa				2S, но не более 30 мм	50 мм
Непровары, несплавления	между валиками	Дb			0,1S, но не	2S, но не
	по разделке	Дc			более 1 мм	более 30 мм	30 мм
	вдоль шва	Ea
Трещины	поперек шва	Eb			Не допускаются
	разветвлен- ные	Ec
	утяжина	Fa
Наружные дефекты	превышение проплава	Fb			5 мм	50 мм	50 мм
	подрез	Fc			0,1S, но не более 3 мм	150 мм	150 мм
Дефект сборки	смещение кромок	Fd			0,2S, но не более 0,5 мм
					0,25S, но не более 4 мм	300 мм, но не более одного на стык
Примечания: 1. В таблице приняты следующие обозначения: S - толщина стенки трубы; l - расстояние между соседними порами; d - максимальный размер поры. 2. К цепочке относят такие дефекты, которые расположены на одной линии в количестве не менее 3 с расстоянием между ними, меньшим пятикратного размера дефекта. 3. К скоплению относят дефекты с кучным расположением в количестве не менее 3 с расстоянием между ними, меньшим пятикратного размера дефекта. 4. Во всех случаях максимальный диаметр поры не должен превышать 0,25S, но не более 3 мм. 5. Допустимая плотность распределения пор с площадью их проекций, равной 5%: 6. В стыках трубопроводов, диаметром 1020 мм и более, выполненных с внутренней подваркой, непроварка в корне шва не допускается. 7. При S5 мм допускается непровар в корне шва глубиной до 0,2S при смещении кромок величиной до 0,1 S. 8. Подрезы на участках сварных швов, имеющих смещения кромок величиной свыше 0,2 S, не допускаются. 9. В сварных швах труб с толщиной стенки 8 мм и менее допускаются смещения кромок величиной до 0,4 S, но не более 2 мм. 10 Во всех случаях суммарная протяженность совокупности допустимых по глубине внутренних дефектов на любые 300 мм шва не должна превышать 50 мм (но не более 1/6 периметра шва).

* Максимально допустимаяглубина - до 2 мм, при этом плотность изображения на радиографическом снимке недолжна превышать плотности изображения основного металла.

16.4. Дефекты сварныхсоединений по результатам ультразвукового контроля относят к одному изследующих видов:

а) непротяженные(одиночные поры, компактные шлаковые включения);

б) протяженные (трещины,непровары, несплавления, удлиненные шлаки);

в) цепочки и скопления(цепочки и скопления пор и шлака).

16.5. К непротяженнымотносят дефекты, условная протяженность которых не превышает значений,указанных в табл. 36. Этими дефектами могут быть одиночные поры илинеметаллические включения.

16.6. К протяженнымотносят дефекты, условная протяженность которых превышает значения, указанные втабл. 36. Этими дефектами могут быть одиночные удлиненные неметаллическиевключения и поры, непровары (несплавления) и трещины.

Таблица 36

Толщина стенки контролируемого соединения, мм	Условная протяженность дефекта, мм
1	2
4,0-5,5	5
6,0-7,5	5
8,0-11,5	10
12,0-25,5	15
16,0-40,0	15

16.7. Цепочкой ископлением считают три и более дефекта, если при перемещении искателясоответственно вдоль или поперек шва огибающие последовательностей эхо-сигналовот этих дефектов при поисковом уровне чувствительности пересекаются (неразделяются). В остальных случаях дефекты считают одиночными.

16.8. По результатамультразвукового контроля годным считают сварное соединение, в которомотсутствуют:

а) непротяженныедефекты, амплитуда эхо-сигнала от которых превышает амплитуду эхо-сигнала отконтрольного отражателя в СОП, или суммарная условная протяженность которых вшве превышает 1/6 периметра этого шва;

б) цепочки и скопления,для которых амплитуда эхо-сигнала от любого дефекта, входящего в цепочку(скопление), превышает амплитуду эхо-сигнала от контрольного отражателя в СОП,или суммарная условная протяженность дефектов, входящих в цепочку (скопление),более 30 мм на любые 300 мм шва;

в) протяженные дефекты всечении шва, амплитуда эхо-сигнала от которых превышает амплитуду эхо-сигналаот контрольного отражателя в СОП, или условная протяженность которых более 50мм, или суммарная условная протяженность которых более 50 мм на любые 300 ммшва, или суммарная условная протяженность дефектов превышает 1/6 периметра шва.

Контроль сварныхсоединений, выполненных стыковой контактной

сваркой оплавлением

16.9. Сварныесоединения, выполненные стыковой контактной сваркой оплавлением, подвергаютконтролю в следующих объемах:

по зарегистрированнымпараметрам сварки - 100%;

внешним осмотром иобмером - 100%;

механическим испытанием- 1%.

16.10. По результатамконтроля параметров сварки сварные соединения считают годными, если отклоненияфактических режимов сварки, зарегистрированных на диаграммной ленте, непревышают значений, определяемых требованиями технологической инструкции насварку.

16.11. Сварныесоединения, признанные годными по результатам контроля параметров сварки,подвергают внешнему осмотру и обмеру. При этом сварные соединения считаютгодными, если:

смещение кромок послесварки не превышает 25% толщины стенки (и во всех случаях не более 3,0 мм).Допускаются местные смещения на длине до 20% периметра стыка, величина которыхне превышает 30% толщины стенки (но не более 4,0 мм);

усиление шва послеснятия внутреннего и наружного грата по высоте не превышает 3,0 мм. При снятииграта не допускается уменьшение толщины стенки трубы.

Примечание: высотувнутреннего усиления определяют на стыках, вырезаемых для проведениямеханических испытаний.

16.12. Сварныесоединения труб диаметром от 57 до 89 мм подвергают механическим испытаниям нарастяжение и сплющивание.

Сварные соединения трубдиаметром от 108 до 1420 мм подвергают испытаниям на растяжение и изгиб.

Испытания проводят всоответствии с требованиями ГОСТ 6996-66 и СНиП III-42-80* на образцах,вырезанных из сварных соединений.

16.13. Временноесопротивление разрыву сварного соединения, определенное на разрывных образцахсо снятым усилением, должно быть не меньше нормативного значения временногосопротивления разрыву металла труб.

Среднее арифметическоезначение угла загиба образцов должно быть не менее 70°, а его минимальноезначение - не ниже 40°.

При подсчете среднегозначения все углы больше 110° принимаются равными 110°.

Величина просвета междусжимающими плитами при появлении первой трещины на поверхности образца,испытываемого на сплющивание, должна быть не более четырехкратной толщиныстенки трубы. Появление на кромках и на поверхности образца надрывов длиной до5 мм, не развивающихся в трещину в процессе дальнейших испытаний до полногосплющивания образца, браковочным признаком не является.

16.14. Принеудовлетворительных результатах механических испытаний по пп.16.12 и 16.13необходимо:

сварку прекратить -установить причину неудовлетворительного качества стыка;

весь участоктрубопровода, сваренный с момента последней проверки монтажной организацией вприсутствии представителей технадзора заказчика, подвергнуть силовомувоздействию на изгиб в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

Контроль паяныхсоединений

16.15. Паяные соединениятрубопроводов подвергают: контролю по зарегистрированным параметрам режимапайки; контролю внешним осмотром и обмером; механическим испытаниям - вобъемах, предусмотренных п. 16.9.

16.16. По результатамконтроля параметров пайки контролируемые соединения считают годными, еслиотклонения фактических режимов пайки, зарегистрированные на диаграммной ленте,не превышают значений, определяемых требованиями ВСН 006-89 (Миннефтегазстрой).

16.17. По результатамвнешнего осмотра и обмера паяные соединения считают годными, если:

на наружной поверхностистыка отсутствуют наплывы припоя, по высоте превышающие 3,0 мм;

незаполнениесоединительного зазора припоем по глубине не превышает 1,5 мм, а суммарнаядлина не превышает 1/3 периметра стыка;

величина наружногосмещения кромок по периметру стыка не превышает 1,0 мм и при этомобеспечивается плавный переход поверхности шва к основному металлу.

16.18. Паяные соединениятруб диаметром от 57 до 89 мм подвергают механическим испытаниям на растяжениеи сплющивание, а соединения труб диаметром от 108 до 219 мм - на растяжение иизгиб.

Испытания проводят всоответствии с требованиями ГОСТ 6996-66.

16.19. По результатаммеханических испытаний паяные стыки должны соответствовать требованиям п. 16.13настоящей инструкции.

16.20. Принеудовлетворительных результатах механических испытаний следует:

пайку прекратить иустановить причину неудовлетворительного качества стыка;

все стыки, спаянные смомента последних механических испытаний, подвергнуть ультразвуковому илирадиографическому контролю.

16.21. По результатамконтроля ультразвуковым и радиографическим методами паяных швов с косостыковойразделкой кромок годными считаются такие, в которых:

а) отсутствуют трещинылюбой протяженности;

б) ширина непропая(отсутствие сцепления припоя с соединяемыми кромками труб) и неметаллическихвключений не превышает 20% ширины шва при протяженности не более 50 мм на 300мм шва;

в) имеются поры илинеметаллические включения размером не более 10% ширины шва при расстоянии междусоседними дефектами менее трехкратного размера дефекта на участке шириной неболее 20% ширины шва с суммарной длиной не более 1/5 периметра стыка;

г) имеются цепочки пор инеметаллических включений шириной не более 20% ширины с суммарной длиной неболее 1/5 периметра трубы.

16.22. Результатыультразвукового или радиографического контроля паяных соединений оформляют ввиде заключений установленной формы.

16.23. Паяныесоединения, в которых по результатам ультразвукового или радиографическогоконтроля обнаружены недопустимые дефекты, подлежат вырезке.

Контроль сварныхсоединений, выполненных сваркой вращающейся дугой (СВД)

16.24. Стыки,выполненные СВД, должны подвергаться контролю в объеме:

100% стыков - проверкена величину смещения кромок и высоту усиления сварного соединения;

0,4% стыков -механическим испытаниям на растяжение и сплющивание.

16.25. По результатампроверки на величину смещения кромок и высоту усиления стыки считают годными,если наружное усиление имеет высоту 2,5-0,5 мм, а величина смещения кромок непревышает 25% толщины стенки трубы. Допускаются местные смещения на длине до20% периметра стыка, величина которых не превышает 30% толщины стенки трубы.

Все стыки, сваренные смомента последних механических испытаний, в присутствии представителятехнадзора заказчика подвергнуть силовому воздействию на изгиб в соответствии стребованиями СНиП III-42-80*.

Контроль сварныхсоединений после их ремонта

16.26. Сварныесоединения, в которых по результатам контроля обнаружены недопустимые дефекты(признанные "негодными"), подлежат удалению или ремонту с последующимповторным контролем в соответствии с требованиями настоящих норм.

Контроль сварныхсоединений трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

16.27. Контроль качествасварных соединений трубопроводов, транспортирующих нефтегазовыесероводородсодержащие продукты, состоит из: систематического операционногоконтроля в процессе сборки и сварки стыков; внешнего осмотра и измерения геометрическихпараметров швов; проверки качества шва физическими методами контроля;механических испытаний (до начала сварочных работ) и контроля твердости металлашва и зоны термического влияния.

Перечисленные видыконтроля следует проводить в соответствии с ВСН 012-88 (Миннефтегазстрой) итребованиями настоящего раздела.

В зависимости от условийпроведения строительно-монтажных работ и степени ответственности участковтрубопроводов объемы физических методов контроля должны быть следующими.

Стыки трубопроводов,перечисленных в табл. 7 на участках категорий I и II, а также стыки захлестов иприварки арматуры, подвергаются 100%-му радиографическому контролю. Стыки наостальных участках трубопроводов подвергаются 100%-му контролю физическимиметодами, в том числе радиографическими методами в соответствии с графой 8табл. 7. При проведении послесварочной термической обработки выполняетсядублирующий контроль стыков в объеме 20% ультразвуковым или магнитографическимметодами.

Физические методыконтроля и оценка качества сварных соединений должны выполняться в соответствиис ВСН 012-88 (Миннефтегазстрой).

Контроль твердостисварных соединений выполняют в объеме 10% стыков методом "Польди" илианалогичными. Замеры проводят в трех точках: на металле шва; в зонетермического влияния (2 мм от линии оплавления) и на основном металле (50 мм отшва).

Величина твердости недолжна превышать 220 единиц по шкале Бриннеля. Результаты контроля твердостизаписывают в журнал термической обработки стыков или оформляют актом и прилагаютк сварочному журналу.

16.28. Стыки свыявленными при контроле дефектами могут быть исправлены, если их суммарнаядлина не превышает 1/6 периметра.

Стыки с трещинамиремонту не подлежат и должны быть вырезаны. Ремонт стыков сваркой изнутри трубыне допускается. Дефектное место шва удаляют абразивным инструментом.Допускается его удаление газовым резаком с последующей обработкой поверхностейреза до металлического блеска шлифмашинкой.

Заваривать ремонтныеучастки шва необходимо электродами с основным покрытием диаметром 2,5-3,25 мм,указанным в п. 15.65 настоящей инструкции. Предварительный подогрев следуетдовести до 150 °С при любой температуре воздуха.

Контрольотремонтированных участков стыков должен производиться радиографическим методоми удовлетворять требованиям настоящего документа. Результаты контроля качестваотремонтированных стыков с соответствующим заключением необходимо записывать висполнительную документацию.

17. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

Заготовка грунта вкарьерах

17.1. Разработка карьераразрешается после его принятия специальной комиссией. К акту приемки должныбыть приложены:

пояснительная записка;

план карьера с указаниемрасположения скважин и шурфов;

геологические разрезы.

К разработке карьераследует приступать последовательно, по следующей схеме:

вынос в натуру контураплощади проектируемого карьера;

снятие плодородного слоягрунта;

устройство подъездныхдорог к карьеру и производственным сооружениям.

17.2. Разработка грунтав карьерах производится преимущественно в теплое время года. Обязательнымусловием начала разработки карьера является устройство водоотводов,предотвращающих попадание воды в карьер.

17.3. При разработкекарьера зимой для уменьшения снежных заносов забой устраивают с наветреннойстороны, а валы разработанных грунтов отсыпают с подветренной. Расстояние междувалами должно быть не менее 3 м.

17.4. Разработкамерзлого грунта осуществляется с рыхлением буровзрывным методом илимеханическими рыхлителями.

17.5. Летом разработкамерзлого грунта выполняется без рыхления, послойно, по мере естественногооттаивания верхних слоев.

При послойном оттаиваниигрунт необходимо перемещать бульдозерами в промежуточные бурты дляобезвоживания, а затем в накопительные отвалы.

Разработку талых слоевгрунта необходимо начинать с нижней части карьера в целях увеличения уклона иускорения стекания воды.

Промежуточные бурты изоттаивающего грунта возводят высотой до 2,5 м, шириной по низу не более 6 м ивыдерживают для обезвоживания в зависимости от вида грунта:

песка средней крупности- 1-2 суток;

песка пылеватого ссодержанием пылеватых и глинистых частиц до 5% - 4-5 суток, от 5 до 13% - 6-7суток; супеси - 10-12 суток.

17.6. Предварительноподсушенные пылеватые пески с содержанием пылеватых и глинистых частиц от 5 до13% и супеси укладывают в накопительные отвалы тонкими слоями (до 0,5 м) дляпоследовательного просыхания.

При уменьшении влажностидо 15-17% грунт считается подготовленным для использования в возводимых насыпяхстроящихся объектов.

17.7. Отвалы,предназначенные для использования в зимний период, необходимо отсыпать высотой,превышающей глубину их возможного сезонного промерзания, и защищатьтеплоизолирующими покрытиями из местных (мох, торф, снег и др.) илиискусственных (полимерные пены) материалов.

17.8. Грунт в карьерахзимой следует разрабатывать с соблюдением следующих правил:

снег с поверхностиследует удалять постепенно, из расчета размера площади, которую экскаваторымогут разрабатывать за одну смену, а при температуре воздуха ниже -20 °С - заполсмены;

передвижение транспортныхсредств осуществлять только по дну разрабатываемого карьера;

разработку карьеров,расположенных на склоне, начинать с низовой стороны.

17.9. Бурты грунта,предназначенные для использования в летний период, следует располагать вкарьере по направлению господствующих ветров, а в зимний - перпендикулярноэтому направлению (для накопления утепляющих снежных отложений).

17.10. Талый грунт содна рек заготавливается гидронамывом. При этом площадки для накопления грунтадолжны иметь уклон в сторону реки.

17.11. При расположениикарьера в зоне островной мерзлоты грунт разрабатывается двумя способами:

послойнымразмораживанием, как указано выше (для участков островной мерзлоты);

без подготовки (длягрунта, находящегося в талом состоянии) с укладкой в бурты для обезвоживания.

В зависимости отразмеров "островов" на строительном генплане указывается расположениевременных буртов для оттаивания мерзлых грунтов.

Разработка траншеи иподготовка дна под укладку трубопровода

17.12. Размеры и профилитраншеи при строительстве трубопроводов устанавливаются СНиП 3.02.01-87.

При откосе траншей 1:0,5и круче минимальная ширина траншеи принимается:

для трубопроводовдиаметром до 0,7 м - D + 0,3 м, но не менее 0,7 м; диаметром свыше 0,7 м -1,5D;

при разработке траншеитраншеекопателями (многоковшовыми) для трубопроводов диаметром до 219 м - D +0,2 м;

при укладке отдельнымитрубами для диаметров до 0,5 м - D + 0,5 м; от 0,5 до 1,4 м (включительно) - D+ 0,8 м.

При откосах положе 1:0,5минимальная ширина траншеи принимается D +0,5 м для укладки отдельными трубамии D + 0,3 м - для укладки плетями.

При параллельной укладкенескольких трубопроводов в общей траншее расстояние от крайних трубопроводов достенок траншеи определяется требованиями п.6.10.

17.13. Земляные работыдолжны производиться с операционным контролем всех технологических операций.

17.14. К началу работ порытью траншеи должны быть получены:

письменное разрешение направо производства земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций,выданное организацией, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций;

наряд-задание экипажуэкскаватора (если работы выполняются совместно с бульдозерами и рыхлителями, тои машинистам этих машин) на производство работ.

17.15. Перед разработкойтраншеи следует воспроизвести разбивку ее оси, а на вертикальных кривых -разбивку глубины через каждые 2 м геодезическим инструментом.

17.16. Способ разработкитраншеи выбирается в зависимости от категории грунта, структуры грунта, степениего промерзания.

17.17. Для разработкитраншей трубопроводов диаметром до 100 мм в мерзлых грунтах целесообразноприменять фрезерные экскаваторы с глубиной копания 1,3 м. Ширина траншей,разрабатываемых этими экскаваторами, может быть увеличена до 400 мм изменениемрасстановки зубьев на фрезе.

17.18. Для разработкитраншей большей ширины в мерзлых грунтах используются роторные экскаваторы сглубиной копания до 2,5 м и шириной рабочего органа 1,2 м.

17.19. В немерзлых,частично мерзлых грунтах и в грунтах с включениями валунов траншеицелесообразно разрабатывать одноковшовыми экскаваторами с ковшом вместимостью0,5-1,0 м³, а также экскаватором со сменным узким ковшом.

17.20. Для разработкимерзлых грунтов могут быть использованы рыхлители на базе одноковшовыхэкскаваторов со сменным оборудованием, бульдозеры-рыхлители, а также фрезерныеэкскаваторы для нарезания щелей и последующей разработкой оставшегося целика.

При этом предполагаетсяпредварительная засыпка щелей для обеспечения прохождения землеройных машин.

17.21. Разработкатраншей в вечномерзлых грунтах под пригружаемые трубопроводы осуществляетсядифференцированным методом комплектом машин, состоящим из роторныхэкскаваторов, мощных бульдозеров-рыхлителей и одноковшовых экскаваторов.

17.22. Дно траншеи подукладку трубопровода должно быть тщательно спланировано, убраны твердые комьяземли, камни, ветки деревьев, лед и прочие предметы, в скальных и каменистыхгрунтах необходима подсыпка из мягкого грунта.

Засыпка трубопровода

17.23. Перед началомзасыпки трубопровода необходимо:

проверить проектноеположение трубопровода и плотное его прилегание к дну траншеи;

проверить качество и вслучае необходимости отремонтировать изоляционное покрытие;

провестипредусматриваемые проектом работы по предохранению изоляционного покрытия отмеханического повреждения;

получить письменноеразрешение на засыпку уложенного трубопровода;

выдать наряд-задание напроизводство работ машинисту.

17.24. Засыпать траншеюследует непосредственно после укладочных работ (после балластировкитрубопровода или закрепления его анкерными устройствами).

17.25. При засыпкетрубопровода необходимо обеспечить: сохранность труб и изоляции;

плотное прилеганиетрубопровода к дну траншеи;

проектное положениетрубопровода в горизонтальной плоскости.

При засыпке несколькихтрубопроводов, уложенных в общую траншею, необходимо обеспечить проектноерасстояние между трубопроводами, исключить подвижки трубопровода в поперечномнаправлении. С этой целью трубопровод предварительно присыпается экскаватором ввиде отдельных призм.

17.26. При засыпке надтрубопроводом на нерекультивируемых землях делают грунтовый валик с учетом егопоследующей осадки до уровня поверхности земли в процессе консолидации грунта.

17.27. Нарекультивируемых участках отвалы плодородной почвы и минерального грунта должнытак располагаться на строительной полосе, чтобы при производстве работ они несмешивались.

Способы рекультивацииземель в заповедниках, заказниках должны быть согласованы с местными органамисамоуправления.

На рекультивируемыхземлях засыпку трубопровода необходимо производить с уплотнением грунта и безустройства валика над трубопроводом.

17.28. Строительнаяполоса на лесных участках по окончании строительства должна быть очищена отпней и других древесных остатков и спланирована.

17.29. Засыпкутрубопровода бульдозерами следует выполнять косыми проходами с целью исключенияпадения комьев грунта непосредственно на трубопровод.

17.30. При наличиигоризонтальных кривых на трубопроводе вначале засыпается криволинейный участок,а затем прилегающая часть. Причем засыпку криволинейного участка начинают ссередины его, двигаясь поочередно к его концам.

17.31. На участках свертикальными кривыми трубопровода (в оврагах, балках, на холмах и т.п.)засыпку следует производить сверху вниз.

17.32. При засыпкетвердыми грунтами роторные траншеезасыпатели следует использовать в комплексе сбульдозерами. При этом вначале засыпку выполняют траншеезасыпателемразрыхленным грунтом, а затем бульдозерами.

17.33. Засыпкауложенного в траншею трубопровода экскаватором осуществляется в тех случаях,когда работа бульдозера невозможна (болота, мерзлый отвал, стесненные условия).В этом случае экскаватор может перемещаться по монтажной полосе.

17.34. Нарекультивируемых землях после засыпки трубопровода минеральным грунтомпроизводят его уплотнение пневмокатками или гусеничными тракторами, делающимимногократные проходы (три-пять раз) над засыпанным трубопроводом, а плодородныйслой грунта над трубопроводом планируют.

17.35. Засыпкатрубопровода на продольных уклонах должна производиться бульдозером, которыйперемещается с грунтом сверху вниз под углом к траншее, а также можетосуществляться траншеезасыпателем сверху вниз с обязательным его якорением науклонах крутизной свыше 15°.

17.36. Дляпредотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (свыше 15°) засыпкадолжна производиться после устройства перемычек в траншее.

17.37. Присыпкууложенного трубопровода в мерзлых и каменистых грунтах осуществляютмелкогранулированным грунтом, как правило, из отвала специальной машиной,производящей рыхление и просеивание грунта.

Допускается осуществлятьприсыпку трубопровода разрыхленным грунтом из отвала роторнымтраншеезасыпателем или роторным экскаватором. При применении роторногоэкскаватора необходимо предварительно осуществить планировку отвала, а потокгрунта с транспортера направлять на противоположную стенку траншеи, избегаяпрямого попадания грунта на уложенный трубопровод.

17.38. При засыпкетрубопровода мерзлым грунтом поверх него должен устраиваться валик грунта сучетом последующей его осадки при оттаивании.

17.39. Способы засыпкитрубопровода в болотах I и II типов, выполняемой в летнее время, зависят отструктуры болота. На болотах с несущей способностью более 0,01 МПа засыпкутрубопровода производят бульдозерами и экскаваторами на уширенных гусеницах илиодноковшовыми экскаваторами, работающими с перекидных сланей, щитов илипеноволокуш.

Засыпка на болотах IIIтипа в летний период производится экскаваторами, установленными на понтонах.

17.40. Засыпку траншейна болотах, промерзших в зимнее время и имеющих достаточную несущуюспособность, осуществляют так же, как при засыпке траншей в мерзлых грунтах.

При недостаточномпромерзании болота и малой несущей способности для засыпки траншей используютбульдозеры и одноковшовые экскаваторы на уширенных гусеницах или экскаваторы напеноволокушах, щитах и сланях.

17.41. Засыпкутрубопровода в песчаных грунтах необходимо осуществлять непосредственно вследза укладочными работами.

Устройство грунтовыхнасыпей на вечномерзлых грунтах

17.42. Насыпи дляназемных трубопроводов должны устраиваться из привозного грунта, добываемого вкарьерах. Запрещается брать грунт для насыпи на полосе строительстватрубопровода. Карьер, из которого забирается грунт для устройства насыпи,следует устраивать по возможности в сыпуче-мерзлых грунтах, что обеспечиваеткруглогодичную эксплуатацию карьера.

17.43. Насыпь возводитсяв два этапа. Вначале грунт отсыпают до уровня нижней образующей трубы, затемпосле монтажа трубопровода засыпают его до требуемых размеров.

17.44. Размеры насыпиопределяются проектом в зависимости от характеристик вечномерзлых грунтов,являющимся основанием насыпи и грунта, которым выполняется обвалование. Ширинанасыпи по верху должна быть не менее 1,5 м, а откосы - не менее 1 : 1,25.

17.45. Грунты,предназначенные для устройства насыпей, обвалования трубопровода и созданиягрунтовых опор (для надземных трубопроводов), должны обеспечить необходимуюустойчивость трубопровода.

Допускается для отсыпкиуказанных сооружений использовать каменистые, гравелистые, щебеночные ипесчаные породы, за исключением пылеватых песков.

17.46. Насыпи из талыхмелкопесчаных и глинистых грунтов следует возводить преимущественно в теплоевремя года.

17.47. Насыпи необходимоотсыпать из однородных грунтов. Не следует отсыпать насыпь различными по своимсвойствам грунтами во избежание образования внутри насыпи водяных линз иплоскостей скольжения.

17.48. Грунт следуетотсыпать равномерными горизонтальными слоями толщиной 0,2-0,4 м с послойным ихуплотнением.

Грунтовая насыпьуплотняется автосамосвалами, отсыпающими насыпь пионерным способом. Грунтоваяпризма (опора) уплотняется давлением ковша гидравлического экскаватора.

17.49. Не допускаетсявозводить и уплотнять насыпи из несвязных грунтов при интенсивном выпаденииосадков.

17.50. Обваловыватьтрубопровод следует на высоту не менее 0,2 м над верхом трубы незамерзшимгрунтом, а затем либо незамерзшим, либо мерзлым грунтом. В противном случаедолжны быть приняты меры против повреждения изоляции мерзлым грунтом (защитныеобертки, скорлупы и т.п.).

17.51 Толщина слоягрунта над трубопроводом после его осадки в уплотненном состоянии должна бытьне менее 0,8 м.

17.52. Увеличение высотыотсыпки на осадку при производстве работ в летнее время (для минеральныхгрунтов) принимается равным 15%, а при засыпке трубопровода зимой мерзлымгрунтом - 30%.

17.53. По ходувозведения насыпей необходимо укреплять откосы от размыва поверхностнымиводами.

Отсыпка дамб (насыпей)на болотах

17.54. Насыпи на болотахI и II типов (глубиной до 2 м) устраивают после удаления торфа на полосепрокладки трубопровода на всю глубину. На болотах III типа (без сплавин) насыписооружают без выторфовывания. В этом случае торфяная масса выдавливается весомнасыпаемого минерального грунта. На болотах III типа с толщиной сплавины до 0,5м насыпи отсыпают непосредственно на сплавину с погружением ее на дно. Притолщине сплавины более 0,5 м целесообразно устройство в ее теле двух продольныхпрорезей на расстоянии, равном ширине основания насыпи, на которую отсыпаетсяминеральный грунт с погружением его на дно болота.

Прорези разрабатываютодноковшовыми экскаваторами с пеноволокуш или взрывным способом.

17.55. Отсыпку насыписледует выполнять в таком порядке - первый слой на 25-30 см выше уровня болотаотсыпают пионерным способом: самосвалы разгружают грунт отсыпки на берегуболота, затем бульдозерами его сдвигают в сторону наращивания насыпи. Отсыпку можновести с одной или с двух сторон болота. После первого слоя на полную длинунасыпи отсыпают второй слой до проектной отметки низа трубы с послойнымуплотнением. Третий слой вокруг трубы отсыпают послойным уплотнением.

17.56. На залитых водойболотах II и III типов большой протяженности (более 200 м) при наличии восновании болот хорошо дренированных гравийно-песчаных, песчаных или супесчаныхгрунтов целесообразно насыпь устраивать способом намыва при наличии вблизи трассыдостаточных объемов воды для этих целей.

17.57. Для намыва такихнасыпей следует применять безэстакадный продольно-встречный способ гидронамыва,который должен осуществляться специальными бригадами. Насыпи намывают участкамишириной до 35 м и протяженностью 200-350 м, так называемыми "картаминамыва". Для образования "карты намыва" по ее контуру устраиваютгрунтовые валики или устанавливают сборно-разборные деревянные щиты,задерживающие намытый грунт на "карте намыва".

18. ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫИ КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

18.1. Строительствотрубопроводов, как правило, следует производить из изолированных труб исоединительных деталей с заводским или базовым покрытием (трассовая изоляциядопускается только при соответствующем обосновании).

18.2. Изоляционныепокрытия должны наноситься на трубопроводы в соответствии с требованиямитехнологии согласно НТД на эти покрытия.

Технология трассовойизоляции трубопроводов

18.3. Технологияизоляционных работ в трассовых условиях включает:

- подготовкуизоляционных материалов;

- сушку или подогревизолируемой поверхности;

- очистку трубопровода;

- нанесение грунтовки;

- нанесенияизоляционного покрытия;

- нанесение защитногопокрытия;

- контроль качествапокрытий.

18.4. Изоляционныепокрытия должны наноситься, как правило, механизированным способом,обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность.

18.5. Очистку наружнойповерхности трубопроводов и нанесение грунтовки следует производить взависимости от диаметра трубы соответствующими самоходными очистными машинамитипа ОМ (например, ОМ 113 - для трубопроводов диаметром 89-168 мм, или ОМ 521 -для трубопроводов диаметром 325-529 мм).

18.6. Защитное покрытиеследует наносить в зависимости от диаметров трубопроводов и вида покрытиясоответствующими самоходными машинами (например, ИМ - для битумных покрытий икомбайном ОПМ - для полимерных ленточных покрытий).

18.7. Нанесениеизоляционных покрытий на влажную поверхность труб во время дождя, тумана,снегопада и сильного ветра не разрешается.

18.8. Используемыеизоляционные материалы (грунтовки, битумные мастики, рулонные изоляционные,армирующие и защитные материалы) должны проходить входной контроль исоответствовать требованиям ГОСТ и Технических условий.

Приготовлениеизоляционных материалов на месте производства работ (грунтовки и битумныемастики) должны проводиться в соответствии с требованиями соответствующей НТД(технологические карты и инструкции).

18.9. Подготовкаповерхности трубопроводов перед нанесением противокоррозионных покрытийпроизводится следующим образом:

18.9.1. Поверхностьдолжна быть высушена и очищена от грязи, ржавчины, неплотно сцепленной сметаллом окалины, пыли, земли и наледи, а также обезжирена от копоти и масла.При температуре воздуха ниже плюс 13 °С поверхность трубопровода необходимоподогреть до температуры не ниже плюс 15 °С (но не выше плюс 50 °С).

18.9.2. Сушка и подогревосуществляется с помощью сушильных печей и установок, обеспечивающих нагревтруб без копоти (при полном сгорании топлива).

18.9.3. Поверхностьочищают механическим способом самоходными очистными машинами. Предварительно спомощью шлифмашинок с зоны сварных стыков труб, с поверхности трубопровода должныбыть удалены брызги металла, шлака, а также острые выступы и заусенцы.

18.9.4. Степень очисткиповерхности перед нанесением битумно-мастичных и полимерных ленточных покрытийдолжна соответствовать степени 3 по ГОСТ 9.402-80.

Технология наружнойизоляции труб в заводских и базовых условиях

18.10. При изоляции труби трубных секций в заводских или базовых условиях используются современныетехнологии, материалы и оборудование для очистки, нагрева и изоляции труб;производится пооперационный контроль и контроль качества готовой продукции, чтообеспечивает высококачественное нанесение на трубы различных антикоррозионныхпокрытий, в том числе таких, которые невозможно нанести на трубопроводы втрассовых условиях.

18.11. Наряду страдиционными битумными, полимерными и комбинированными мастично-ленточнымипокрытиями, применяемыми при трассовой технологии наружной изоляции труб, вусловиях заводов и трубоизоляционных баз производится наружная изоляция трубсовременными покрытиями на основе экструдированного полиэтилена,комбинированных покрытий в соответствии с типами и конструкциями защитныхпокрытий, приведенными в табл. 4.

18.12. Технологиянаружной изоляции труб в заводских (базовых) условиях включает рядпоследовательно проводимых операций:

- входной контроль труби изоляционных материалов;

- предварительный нагреви сушку труб;

- очистку наружнойповерхности труб;

- нагрев труб дозаданной температуры (при необходимости);

- нанесение и сушкаадгезионной грунтовки;

- нанесение защитногоизоляционного покрытия;

- охлаждениеизолированных труб (при необходимости);

- контроль качествазащитного покрытия и при необходимости исправление брака и ремонт местповреждений покрытия.

18.13. Подготовка трубдля нанесения наружных изоляционных покрытий в заводских условиях производитсяследующим образом:

18.13.1. Передпроведением изоляционных работ производится входной контроль труб насоответствие их требованиям ГОСТ, Технических условий (овальность, кривизна,состояние кромок, наличие вмятин, пленов и т.д.), а также входной контрольиспользуемых изоляционных материалов на соответствие их требованиям НТД (ГОСТ,Технические условия, сертификаты).

18.13.2. Поверхностьтруб перед нанесением наружных защитных покрытий должна быть высушена,обезжирена и очищена от грязи, пыли, ржавчины, рыхлой окалины.

18.13.3. При температуревоздуха ниже плюс 3 °С, а также при наличии на поверхности труб влаги передочисткой производится предварительный подогрев и сушка труб с использованиемспециальных печей и установок (газовые печи, калориферы, установкииндукционного нагрева и др.).

18.13.4 . Нагрев трубдолжен производиться до температуры не ниже плюс 15 °С и не выше плюс 50 °С - вслучае последующего нанесения битумно-мастичных и полимерных ленточныхпокрытий.

При нанесении покрытийна основе эпоксидных смол, термоусаживающихся лент, экструдированногополиэтилена и др. допускается нагрев и сушка труб при более высокихтемпературах, но не выше, чем рекомендуется НТД по нанесению защитныхизоляционных материалов.

18.13.5. При наличии наповерхности труб жировых и масляных загрязнений производится их удаление спомощью органических растворителей (уайт-спирит, бензин-калоша, ацетон и др.)или производится сжигание загрязнений в проходных газовых печах.

18.13.6. Очистканаружной поверхности труб может производиться с использованием очистныхщеточных и иглофрезерных машин, а также с применением дробеструйных идробеметных установок.

На поверхности трубпосле очистки не должно оставаться пыли, грязи, ржавчины и рыхлой окалины.

18.13.7. В зависимостиот типа защитного покрытия степень очистки и степень шероховатости наружнойповерхности труб должна соответствовать требованиям ГОСТ 9.402-80"Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей передокрашиванием", или шведскому стандарту SIS 05-5900 (оценка степени очисткипо цветным эталонным образцам).

В табл. 37 приведенытребования по степени очистки и шероховатости для основных типов защитныхпокрытий труб заводского (базового) нанесения.

18.13.8. При наличии наповерхности очищенных труб острых кромок, выступов, заусенец, брызг металла ишлака, которые могут повредить покрытие, дефектные участки очищаются с помощьюшлифмашинок или напильников.

18.13.9. В случаенанесения покрытия на сварные трубные секции высота остаточного грата сварногошва или валика не должна превышать размеры, установленные технологией сварки.

18.14. Конструкция,толщина покрытий на основе битумных изоляционных мастик и асфальто-смолистыхсоединений должны соответствовать проекту и требованиям ГОСТ 25815 и Техническимусловиям на трубы с покрытием.

18.15. Перед нанесениемзащитных покрытий на предварительно очищенные и нагретые до заданнойтемпературы трубы наносится слой адгезионной битумной грунтовки или грунтовкисобственного изготовления. Расход грунтовки от 60 до 100 г на 1 м²поверхности труб.

18.16. Грунтовкананосится на трубы в специальных закрытых камерах, оборудованных системойвытяжной вентиляции, а также посредством дозированного полива на поверхностьтруб с последующим растиранием брезентовым полотенцем.

Таблица 37

Степень очистки ишероховатости поверхности труб

	Степень очистки		Степень
Тип защитного покрытия	ГОСТ 9.402	Шведский стандарт SIS 05-59-00	шероховатости поверхности
1	2	3	4
Стеклоэмалевые, металлические	2	Sa 3	не менее 50
Поверхности на основе экструдированного полиэтилена, эпоксидных смол, термоусаживающихся лент с твердым адгезивом	2	Sa 2	не менее 50
Покрытия на основе термоусаживающихся лент с мягким адгезивом, липких полимерных лент, комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия	2-3	Sa 2	не менее 20
Покрытия на основе битумных мастик, асфальто-смолистых соединений, рулонных битумных материалов, комбинированные мастично-ленточные и мастично-полиэтиленовые покрытия	3-4	Sa 2 или St 3	не менее 20

При нанесении грунтовкина поверхность труб не должно оставаться подтеков, сгустков, пропусков.

18.17. Для получениякачественного покрытия сразу же после нанесения грунтовки производится сушкаогрунтованной поверхности труб до полного удаления органического растворителя.При этом наиболее эффективно использовать обдув труб воздухом в специальныхвенткамерах.

18.18. В случаенанесения обычных армированных битумно-мастичных покрытий используется серийновыпускаемое оборудование поточных механизированных линий наружной изоляции труб(например, линии ГТБ, ПТЛ, ЛИТ и др.), обеспечивающие нанесение на трубы несколькихслоев горячей мастики, армирующего материала и изоляционной обертки.

18.19. В зависимости отвида изоляционной мастики и используемых при ее изготовлении материаловтемпература нагрева мастики должна составлять 150-190 °С (по НТД наизоляционные материалы). Мастика должна наноситься равномерным слоем безпропусков.

18.20. Армирующиематериалы (стеклохолст, стеклосетка, нетканые синтетические материалы) должнынаноситься по мастичному слою.

18.21. Нанесение натрубы изоляционных покрытий различного типа производится в соответствии ссуществующими технологическими требованиями (Технологический регламент,Инструкция по изоляции и др.). Важнейшими технологическими параметрами при этомявляются:

- скорость и шаг подачитруб по линии;

- температура наружнойповерхности труб;

- расход грунтовки наединицу поверхности;

- качество нанесения истепень высыхания грунтовки;

- угол намотки иусиление натяжения ленты (при наличии ленточных покрытий);

- расход полиэтилена,температура по зонам экструдера и экструзионной головки (при нанесенииполиэтиленовых покрытий);

- температура и расходохлаждающей воды, температура на поверхности изолированных труб.

18.22. В процессе очисткии изоляции труб должен производиться пооперационный контроль, которыйобеспечивает высокое качество нанесения изоляционных покрытий.

18.23. После нанесенияизоляции производится контроль качества покрытия нa соответствие ГОСТ иТехническим условиям на трубы с покрытием.

Основнымиконтролируемыми показателями при этом являются:

- толщина покрытия;

- диэлектрическаясплошность;

- адгезия покрытия ктрубе;

- ударная прочностьпокрытия.

Одновременнопроизводится визуальный осмотр изолированных труб для выявления дефектныхучастков, подлежащих ремонту, осуществляется контроль длины непокрытых концевыхучастков труб.

18.24. К гарантируемымпоказателям качества покрытия заводского или базового нанесения относятся:

- стойкость покрытия ккатодному отслаиванию;

- водостойкость адгезиипокрытия при различных температурах испытаний;

- стабильностьпоказателя переходного сопротивления покрытия после испытаний в средеэлектролита; а также ряд других характеристик покрытия, которые подлежатконтролю при начале освоения производства изолированных труб и далеепроверяются при каждой замене применяемых изоляционных материалов и приизменении существующих технологических режимов (но не реже одного раза в 6месяцев).

18.25. Приемочныйконтроль изолированных в условиях завода или трубоизоляционной базы трубпроизводится специальной лабораторией, укомплектованной необходимыми приборами,оборудованием, методиками испытаний.

Ремонт мест поврежденийи изоляционных покрытий

18.26. Ремонтизоляционных покрытий производится в стационарных условиях на заводах,трубоизоляционных базах перед отгрузкой изолированных труб, а также в трассовыхусловиях, после сварки труб в плеть, перед укладкой трубопровода в траншею илимонтажом на опорах.

18.27. Ремонту подлежатвсе сквозные повреждения изоляционного покрытия. В случае экструдированныхполиэтиленовых покрытий ремонту подлежат и повреждения с оставшимся на трубеслоем полиэтилена толщиной менее 1,5 мм.

Места поврежденийпокрытия определяются визуально, а также с помощью дефектоскопов и искателейповреждений покрытия.

18.28. Ремонт местповреждений покрытия рекомендуется выполнять с использованием ремонтныхизоляционных материалов, аналогичных материалам, применяемым для нанесенияосновного изоляционного покрытия.

На битумных покрытияхремонт осуществляется битумно-мастичными материалами, а на полимерных ленточныхпокрытиях липкими полимерными лентами.

Ремонт мест поврежденийзаводских полиэтиленовых покрытий, комбинированных ленточно-полиэтиленовыхпокрытий, а также покрытий на основе термоусаживающихся лент осуществляетсяремонтными термоусаживающимися полиэтиленовыми лентами.

18.29. Ремонт местповреждений защитных покрытий производится по существующей НТД (Инструкции,Технологические карты, Свод правил и т.п.).

18.30. При проведенииремонтных работ должны выполняться следующие общие требования:

- покрытие, отслоившеесяот трубы, должно быть полностью удалено из зоны ремонта;

- участок защитногопокрытия, прилегающий к зоне ремонта на расстоянии не менее 100 мм, должен бытьтщательно очищен от загрязнений и влаги. Угол скоса покрытия к металлу трубы наремонтируемом участке должен составлять не более 30°;

- поверхность металлатрубы в месте ремонта покрытия должна быть очищена с помощью пескоструйнойустановки, шлифмашинки или наждачной бумаги от ржавчины и остатков покрытия.Пыль и влага должны быть удалены сухой протирочной тканью;

- при температуренаружного воздуха ниже плюс 10 °С очищенные поверхности и покрытия в зонеремонта должны быть прогреты газовой горелкой до температуры 30-50 °С. При этомне допускается коробление, плавление и отслаивание изоляционного покрытия;

- при толщине защитногопокрытия 1,8 мм и выше на ремонтируемый участок наносится самоклеющаясялента-заполнитель или специальный мастичный заполнитель толщиной, равнойтолщине основного покрытия трубопровода, при непротяженных поврежденияхпокрытия (длиной до 300 мм) рекомендуется производить ремонт покрытия в виденанесения на ремонтируемый участок заплат из термоусаживающейся или липкойполимерной ленты с величиной захлеста на основное покрытие не менее 50 мм длятермоусаживающихся лент и не менее 100 мм - для липких полимерных лент. Дляболее протяженных дефектных участков (длиной более 300 мм) вместо"заплат" следует использовать кольцевой бандаж из спиральнонамотаннойлипкой полимерной ленты или же кольцевую манжету из термоусаживающейся ленты.

18.31. Нанесениеремонтных материалов на участки повреждений защитного покрытия осуществляется всоответствии с существующей НТД, требованиями настоящей Инструкции, а также сучетом рекомендаций заводов - поставщиков изоляционных материалов.

18.32. После нанесенияремонтного покрытия производится визуальный контроль и проверка сплошностипокрытия искровым дефектоскопом.

Изоляция сварныхкольцевых стыков труб

18.33. Изоляция сварныхкольцевых стыков труб в трассовых условиях должна осуществляться сиспользованием изоляционных материалов, аналогичных материалам, применяемым длязаводской (базовой) изоляции труб (для труб с битумным покрытием используютсябитумные мастики, для труб с полимерным ленточным покрытием - липкие полимерныеленты, для труб с покрытием на основе экструдированного полиэтилена илитермоусаживающихся лент - термоусаживающиеся полимерные ленты).

18.34. При проведенииработ по изоляции сварных стыков труб должны выполняться следующие общиетребования:

- поверхность зонысварного стыка, а также участки прилегающего заводского покрытия на расстоянии70-100 мм от зоны стыка должны быть тщательно очищены от ржавчины, рыхлойокалины. Степень очистки должна соответствовать типу применяемых изоляционныхматериалов (для битумных мастик и липких полимерных лент степень очисткисоответствует 3 или 4 по ГОСТ 9.402-80, для термоусаживающихся лент - степеньочистки 2, 3 по ГОСТ 9.402-80). Для очистки могут использоваться металлическиещетки, шлифмашинки, установки пескоструйной очистки;

- кромки покрытия,прилегающего к зоне сварного стыка, должны иметь плавный переход к поверхноститрубы. Угол скоса поверхности не должен превышать 30°;

- при наличии наповерхности труб влаги, а также при температуре воздуха ниже плюс 5 °С передочисткой зоны сварного стыка производится его предварительный нагрев газовымигорелками или другими подогревателями до температуры не ниже плюс 15 °С;

- перед нанесениемпокрытия очищенная изолируемая поверхность должна быть нагрета до заданнойтемпературы (от плюс 15 °С до плюс 40 °С) в случае нанесения битумно-мастичныхи полимерных ленточных покрытий. При нанесении покрытий из термоусаживающихсялент, полиуретановых, эпоксидных покрытий нагрев зоны сварного стыкапроизводится до температуры, рекомендованной для применяемых теплоизоляционныхматериалов;

- используемыеизоляционные материалы должны проходить входной контроль и по номенклатуре иосновным показателям соответствовать требованиям, предъявляемым к материалам,рекомендованным для трассовой изоляции сварных стыков труб с тем или иным типомзаводского покрытия;

- нанесение изоляционныхпокрытий на зону сварного стыка и прилегающие участки заводского покрытияпроизводится согласно требованиям НТД для каждого типа изоляционного покрытия(Инструкции, Рекомендации, Технологические карты и т.д.). При нанесенииадгезионного праймера слой грунтовки должен быть равнотолщинным, сплошным ипокрывать всю обрабатываемую поверхность стыка и прилегающее к стыку заводскоепокрытие на расстоянии не менее 100 мм. Ленточные покрытия должны наноситьсябез гофр, морщин, пропусков, с захлестом на заводское покрытие не менее 50 ммдля липких полимерных и термоусаживающихся лент.

Контроль качестваизоляционных покрытий

18.35. Контроль качестваизоляционных покрытий в заводских и трассовых условиях производится всоответствии с требованиями существующей НТД (ГОСТ 25812-83, СНиП, ВСН) иТехническими условиями на трубы с покрытием.

18.36. Толщина защитныхпокрытий контролируется с применением магнитных толщиномеров типа МТ-10НЦ,МТ-50НЦ или других измерительных приборов.

Проверка толщиныпокрытия заводского (базового) нанесения осуществляется на 10% труб и в местах,вызывающих сомнение, не менее чем в трех сечениях по длине отрубы и в четырехточках каждого сечения. При трассовой изоляции труб толщина покрытия измеряетсячерез каждые 100 м трубопровода и в местах, вызывающих сомнение, в четырехточках каждого сечения.

18.37. Адгезию покрытийк стали контролируют по методике ГОСТ 25812-83, приложение Б (метод А - дляпокрытий из полимерных лент, метод Б - для битумных покрытий).

Для определения адгезиииспользуются адгезиметры типа АМЦ 2-20; АР-1; СМ-1.

При заводском илибазовом нанесении покрытия контроль адгезии осуществляется на 2% труб, а такжев местах, вызывающих сомнение при трассовом нанесении - через каждые 500 м и вместах, вызывающих сомнение.

18.38. Сплошностьпокрытия контролируется на всей поверхности труб перед укладкой трубопровода втраншею. Контроль сплошности осуществляется искровым дефектоскопом типа"Крона" при напряжении 5 кВ/мм толщины покрытия. В случае пробоязащитного покрытия проводят ремонт дефектных мест по НТД на соответствующий видпокрытия. Отремонтированные участки покрытия повторно контролируются.

Контроль сплошностипокрытия на уложенном и засыпанном трубопроводе проводят с использованиемискателей повреждений типа АНПИ, УДИП-1М или другим аналогичным прибором, послечего в случае обнаружения дефектов изоляция должна быть отремонтирована по НТДна соответствующий вид покрытия.

На законченныхстроительством участках трубопроводов изоляционное покрытие подлежит контролюметодом катодной поляризации (ГОСТ 85812. Приложение Г). При катоднойполяризации в зимних условиях контроль проводится после оттаивания грунта.

18.39. Проверку качестваизоляционных покрытий следует осуществлять поэтапно в следующем порядке:

перед опусканиемтрубопровода в траншею или монтажом на опорах следует проверять всю поверхностьзащитного покрытия: внешним осмотром, искровым дефектоскопом - на сплошность,отсутствие трещин и повреждений;

по ГОСТ 25812-83 -толщину и прилипаемость покрытия;

после опусканиятрубопровода в траншею до его присыпки защитное покрытие подлежит проверкевнешним осмотром, также следует проверять качество покрытий монтажных стыков,изолированных в траншее;

через сутки послеприсыпки газопровода покрытие подлежит проверке инструментальным методом наотсутствие участков прямого электролитического контакта металла трубы сгрунтом;

после засыпки траншеипокрытие подлежит окончательной проверке инструментальным методом на отсутствиеучастков электролитического контакта металла трубы с грунтом.

Данные о качествеизоляционного покрытия следует оформлять в строительном паспорте.

Технология изоляциисоединительных деталей и запорной арматуры

18.40. Наружная изоляциясоединительных деталей и запорной арматуры производится в базовых условиях, напромплощадках и в трассовых условиях.

18.41. При изоляциисоединительных деталей и запорной арматуры используются современные технологии,материалы и оборудование для очистки металлической поверхности и нанесенияпокрытия; производится пооперационный контроль и приемочный контроль качества покрытия,что обеспечивает получение покрытия, не уступающее по свойствам основномуизоляционному покрытию трубы.

18.42. В качествеизоляционных материалов применяются современные лакокрасочные материалы наоснове эпоксидных и полиуретановых смол, которые сочетают высокуюатмосферостойкость и химстойкость.

18.43. Технологиянаружной изоляции соединительных деталей и запорной арматуры являетсястандартной и включает операции подготовки металлической поверхности, нанесенияи сушки покрытия и контроль качества покрытия.

18.44. Подготовкаметаллической поверхности имеет важное значение для качества защитногопокрытия. Оптимальную подготовку металлической поверхности можно получить лишьс применением пескоструйного или дробеструйного способа очистки, которыеобеспечивают очистку от окислов степени 2, 3 по ГОСТ 9.402-80.

18.45. Нанесениелакокрасочных материалов производится с применением современныхмеханизированных способов при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5 °Си относительной влажности воздуха не выше 80%.

Защита надземныхтрубопроводов от атмосферной коррозии

18.46. Трубопроводы принадземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными,металлическими, стеклоэмалевыми покрытиями, или другими атмосферостойкимизащитными покрытиями.

18.47. Лакокрасочныепокрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность не менее 1 кВна толщину покрытия.

18.48. Толщина покрытияиз алюминия (ГОСТ 7871-75) и цинка (ГОСТ 13073-77) должна быть не менее 0,25мм.

18.49. Консистентныесмазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60°С научастках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40°С.

18.50.Противокоррозионная защита опор и других металлических конструкций надземныхтрубопроводов должна выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.04.03-85.

Технология внутреннейизоляции труб в заводских (базовых) условиях

18.51. Для защитывнутренней поверхности труб используются лакокрасочные материалы (ЛКМ) ссодержанием сухого остатка до 70%, высоковязкие ЛКМ (содержание сухого остаткавыше 70%), ЛКМ без растворителя, порошковые краски с грунтовочным подслоем(праймером).

18.52. Технология защитывнутренней поверхности труб включает следующие последовательно проводимыеоперации:

- входной контролькачества труб;

- предварительный нагревтруб при необходимости для сушки или термообезжиривания;

- очистка внутреннейповерхности с созданием требуемой чистоты и шероховатости;

- нагрев труб дозаданной температуры (при необходимости);

- нанесение иформирование защитного покрытия;

- контроль качествазащитного покрытия;

- ремонт местповреждения покрытия;

- маркировку труб.

18.53. Техническиетребования к подготовке поверхности труб для нанесения внутренних защитныхпокрытий:

18.53.1. Все трубыподвергаются визуальному контролю. Защищаемая поверхность не должна иметьострых выступов, заусенцев, задиров, прилипших капель металла, шлака и т.п.Изделия с выявленными дефектами отделяются от партии и противокоррозионнойзащите не подлежат.

18.53.2. Поверхностьтрубы, подлежащей противокоррозионной защите, должна быть очищена от грязи, пыли,и быть сухой. Наличие влаги не допускается. Удаление влаги осуществляютнагревом трубы до температуры 60-80°С или продувкой теплого (до 60°С) воздуха.

18.53.3. При наличии наповерхности трубы масляной пленки или масляных пятен труба подвергаетсяобезжириванию термическим способом, обезжиривающими составами с последующей ихнейтрализацией.

18.53.4. Переднанесением покрытий внутренняя поверхность трубы подвергается абразивнойобработке (методом дробеструйной или дробеметной технологии в зависимости от диаметратрубы). Степень очистки от окислов не ниже 2 по ГОСТ 9.402-80. Степеньшероховатости поверхности определяется требованиями конкретного защитногоматериала. Воздух для дробеструйной обработки должен соответствовать ГОСТ9.010-80.

18.53.5. Переднанесением покрытий на основе полимерных рукавов внутренняя поверхность трубыподвергается механической очистке (скребками, шлифмашинками и т.д.) до степени3 по ГОСТ 9.402-80.

18.53.6. Придробеструйной или дробеметной очистке внутренней поверхности трубы используютстальную колотую дробь, диоксид алюминия, купрошлаки или другие абразивныематериалы, отвечающие требованиям безопасности и санитарным нормам при работе сними.

18.53.7. С поверхноститрубы после абразивной очистки удаляют пыль, остатки абразивного материаламетодом продувки сжатым воздухом или любым механическим способом.

18.54. Технологиянанесения жидких лакокрасочных материалов:

18.54.1. Лакокрасочныематериалы (ЛКМ) с содержанием сухого остатка < 70% наносят на внутреннююповерхность трубы методом пневматического или безвоздушного распыления.Необходимая толщина покрытия (см. табл. 6а) достигается нанесением 2-5 слоевЛКМ.

18.54.2. Высоковязкиедвухкомпонентные ЛКМ с содержанием сухого остатка > 70% и ЛКМ, не содержащиерастворителя, наносятся на внутреннюю поверхность трубы установкамибезвоздушного распыления с предварительным подогревом и раздельной подачейкомпонентов к распылительному соплу установки. Необходимая толщина покрытия(см. табл. 6а) достигается нанесением 1-2 слоев ЛКМ.

18.54.3. Нанесениекаждого последующего слоя производят по предварительно высушенному предыдущемуслою. Сушку каждого слоя и отверждение всего покрытия производят в соответствиис требованиями НД на конкретный ЛКМ.

18.55. Технологиянанесения порошкового покрытия.

18.55.1. Переднанесением порошковых красок на трубы наносят жидкое грунтовочное покрытие(адгезионный праймер) толщиной 15-30 мкм.

18.55.2. Отверждениегрунтовочного слоя производят в соответствии с требованиями НД на материал.

18.55.3. Порошковаякраска наносится на трубу, нагретую до температуры, предусмотренной НД наконкретный материал.

18.56. Контроль качествавнутреннего защитного покрытия.

18.56.1. Контролькачества внутренней поверхности трубы с покрытием включает в себя:

- визуальный осмотр;

- испытание покрытия надиэлектрическую сплошность;

- определение толщиныпокрытия;

- определение адгезиипокрытия.

18.56.2. Визуальныйосмотр проводится при освещении внутренней поверхности трубы с обоих концов приее вращении.

18.56.3. Контрольдиэлектрической сплошности покрытия производится на каждой трубе с помощьюискрового дефектоскопа, встроенного в технологическую цепочку линии.

18.56.4. Определениетолщины покрытия производится на 10% труб магнитным толщиномером с обоих концовтрубы.

18.56.5. Адгезияпокрытия к подложке проверяется методом решетчатого (ГОСТ 15140) илиХ-образного надреза (АSТМ D 3359) на образцах-свидетелях или на трубах,отбракованных в процессе определения диэлектрической сплошности покрытий или покаким-либо другим причинам. Возможно определение адгезии на качественных трубахс последующей заделкой места повреждения.

19. ТЕХНОЛОГИЯ НАНЕСЕНИЯТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ В БАЗОВЫХ УСЛОВИЯХ

19.1. Конструкциятепловой изоляции включает антикоррозионное, теплоизоляционное игидроизоляционное покрытия.

19.2. Теплоизоляцию втрассовых условиях наносят только при отсутствии в близлежащих районахстроительства баз или цехов по теплоизоляции труб.

19.3.Теплогидроизолированные трубы, трубные секции, узлы и детали следуетпроизводить в соответствии с технологическим регламентом, утвержденным вустановленном порядке. Теплогидроизолированные трубы, трубные секции, узлы идетали, а также материалы для их изготовления должны отвечать требованиямдействующих технических условий и стандартов.

19.4. Допускаетсяпроведение работ по тепловой изоляции трубопроводов надземной прокладки сиспользованием сборных, индустриальных полносборных и комплектных конструкцийиз минераловолокнистых теплоизоляционных материалов и изделий, изделий изпенопластов (скорлуп, цилиндров, полуцилиндров и др.).

19.5. Индустриальныеполносборные и комплектные конструкции должны отвечать требованиям ТУ36-1180-85 Минмонтажспецстроя.

19.6. На шлейфовыхгазопроводах диаметром 114-530 мм, прокладываемых надземно, при применениинесветостойких материалов для гидроизоляционного слоя, последний должен бытьзащищен светозащитным покрытием.

19.7. В базовых условияхподготовку наружной поверхности секций труб, а также нанесениепротивокоррозионного покрытия на основе грунтовки ГТ-832НИК (ТУ 102-556-83)производят на линии ПТЛ-2. При этом осуществляются следующие операции:

В зимнее время секциитруб очищают от снега или наледи, высушивают и подогревают до температуры неменее +15°С.

Наружную поверхностьсекции труб очищают вращающимися круглыми металлическими щетками от грязи,ржавчины, копоти, жировых пятен, следов топлива, рыхлой окалины и т.п.Очищенная поверхность должна быть сухой и иметь цвет с характерными проблескамиметалла.

19.8. Грунтовку перед ееподачей в расходный бак и нанесением на поверхность необходимо тщательноразмещать и процедить, не допуская посторонних включений, сгустков и комков.

Температура грунтовкипри нанесении должна быть в пределах от +10 до +30°С. Для поддержания такихтемператур необходимо применять беспламенный подогрев грунтовки.

Грунтовку необходимонаносить на наружную поверхность труб, включая зоны сварных швов, сплошнымровным слоем толщиной не менее 0,05 мм, без пропусков, пузырей и сгустков.Ориентировочный расход грунтовки составляет 0,12-0,25 л/м. Концы труб надлине до 150 мм грунтовкой не покрывают. Необходимо следить за тем, чтобыгрунтовка не попадала на торцы труб.

19.9. Огрунтованныесекции и трубы передают в отделение нанесения теплоизоляционных игидроизоляционных покрытий.

Нанесение монолитнойпенополиуретановой теплоизоляции осуществляется в герметично закрывающихсяразъемных формах. Трубные секции укладывают в полость формы на специальныеполукольцевые вкладыши из пенополиуретана, центрирующие трубную секцию соосно сформой. По торцам секцию герметизируют такими же вкладышами, оставляянезаизолированными концы длиной 150 мм, закрывают верхней половиной формы,затем в полость формы заливают полимерную смесь.

Приготовление заливочнойсмеси и заливку ее в форму осуществляют с помощью машины типа"Трузиома".

Заливку производят притемпературе окружающего воздуха не ниже +35°С.

Залитый в форму составвыдерживают в течение 20 минут до полного его вспенивания и отверждения. Затемформу открывают, трубу извлекают из формы и укладывают на конвейерную линиюгидроизоляции.

19.10. Нанесениегидроизоляции производится путем обмотки теплоизоляционного слоя полимернойлентой (типа "Нитто 53-635"). Первый слой ленты наносят с полуторнымшагом липкой стороной вверх, второй слой ленты, наносимый липкой стороной вниз,должен закрывать незаизолированную часть трубы с нахлестом по 50-100 мм напервый слой с каждой стороны. При этом образуется клеевой замок, т.е. внахлесте ленты прочно склеиваются, образуя герметичное покрытие.

Обмотку полимернымилентами производят с помощью обмоточной машины.

19.11. Светозащитныйслой - алюминиевая фольга ГОСТ 618-73 шириной 300 мм, толщиной 0,1-0,05 мм -наносят спиральной намоткой с нахлестом 20 мм. При этом фольга приклеивается клипкому слою гидроизоляционной ленты и прикатывается прикатным роликом. Концыфольги на обоих концах секции закрепляют проволочными скрутками.

19.12. В полевыхусловиях после сварки труб или секций в плеть и положительного заключения окачестве сварного соединения поверхность стыка перед нанесением противокоррозионногослоя необходимо очистить от шлака, грязи, пыли, продуктов коррозии дометаллического блеска и высушить.

Очистку поверхности шваи околошовной зоны рекомендуется выполнять шлифмашинками или металлическимищетками.

Сушку и подогревизолируемой зоны сварного стыка производят индукционными нагревателями,обеспечивая сохранность теплоизоляционного и гидроизоляционного покрытий.

19.13. В трассовыхусловиях нанесение изоляционного покрытия из слоя грунтовки ГТ-832НИК наповерхность в зоне стыка разрешается производить при температуре окружающеговоздуха не ниже минус 40°С. При температуре воздуха ниже плюс 3 °С изолируемуюповерхность необходимо подогреть до температуры не ниже плюс 15°С, избегаязагрязнения ее следами копоти, топлива и т.п.

19.14. Перед нанесениемгрунтовку необходимо тщательно перемешать до полного исчезновения возможногоосадка. Для нанесения грунтовки рекомендуется применять окрасочные волосяныекисти или поролоновые валики, возможно также использовать способ распыления.

19.15. При работе сгрунтовкой ГТ-832НИК необходимо соблюдать требования техники безопасности иправила пожарной безопасности, изложенные в соответствующем разделе ТУ102-350-83 на грунтовку.

19.16. После нанесенияпротивокоррозионного слоя наносят теплоизоляционные и гидроизоляционныепокрытия.

19.17. Для теплоизоляциизоны сварных стыков можно использовать как скорлупы из фенолформальдегиднойсмолы с объемной массой 100 кг/м, так и маты изминеральной ваты или базальтового волокна. Скорлупы или маты раскраивают подлине зоны таким образом, чтобы они плотно входили в пространство междуимеющимся на трубах теплоизоляционным покрытием.

Нанесенное в зоне стыкапокрытие скрепляют бандажами из полимерной липкой ленты, после чего наносятгидроизоляционный слой.

19.18. Для гидроизоляциитеплоизоляционного слоя применяют полимерную ленту типа "Нитто53-635".

Ленту наносят в два слояспиральной намоткой с 50%-ным нахлестом. Нахлест на слой заводской изоляциидолжен быть не менее 10 см.

19.19. Погидроизоляционному покрытию наносят кожух из алюминия или оцинкованного железатолщиной 0,8 мм с замком в нижней части трубы. Допускается применениеалюминиевой фольги, которую наносят спиральной намоткой с нахлестом 2-3 см.

19.20. Участкисваренного в нитку неизолированного трубопровода, уложенного на опоры,допускается теплоизолировать следующим образом.

Поверхность трубопроводаочистить и загрунтовать согласно пп. 19.8-19.11.

Загрунтованную трубутеплоизолируют путем монтажа скорлуп, состоящих из слоя вспененного полиуретанаи адгезированного на внешнем слое к нему в процессе формирования скорлупыфольгоизола.

Фольгоизол должен иметьвыступающие за пенопласт кромки шириной до 10 см, которыми гидроизолируютпродольный стык. Поперечные стыки гидроизолируют наносимой по слою грунтовкиполимерной лентой типа "Нитто 53-635" методом "сигаретной" намоткив два слоя.

20. УСТАНОВКА СВАЙНЫХОПОР

20.1. Сваи, поставляемыезаводом, должны иметь паспорт, в котором указываются наименованиезавода-изготовителя и его адрес, номер и дата выдачи паспорта, номер ГОСТа иличертежа, по которому изготовлена свая, марка бетона (для железобетонных свай),дата изготовления. На сваях должны быть написаны несмываемой краской марка идата изготовления сваи.

Верхний торец сваидолжен быть перпендикулярным ее продольной оси. Наружная поверхность свайдолжна быть гладкой и не иметь впадин глубиной более 5 мм, а также наплывоввысотой более 8 мм (для железобетонных свай).

20.2. Допустимыеотклонения размеров свай не должны превышать следующих значений:

по длине свай:

при номинальном размередо 10 м ± 30 мм

при номинальном размереболее 10 м ± 50 мм;

по диаметру (для круглыхсвай) + 5 мм; - 0 мм

по кривизне(максимальная стрелка) 10 мм

по смещению острия сваи

от геометрическогоцентра сечения 10 мм.

20.3. Установка свайныхопор надземных трубопроводов на ВМГ производится в соответствии со СНиП3.02.01-87. Работы выполняются, как правило, методами, исключающими растеплениевечномерзлых грунтов, а именно:

забивкой свай впредварительно пробуренные скважины меньшего диаметра (забивка в лидерныескважины);

установкой свай вскважины большего диаметра (буроопускной способ) с заливкой зазоровспециальными растворами;

забивкой свайнепосредственно в пластичномерзлые грунты (забивной способ);

установкой свай содновременным бурением скважины и ее погружением (бурозабивной способ).

20.4. Бурение скважиндиаметром от 150 до 600 мм и глубиной до 12 м под установку свайных опор ввечномерзлых грунтах любой прочности и состава производят машинамитермомеханического бурения; в однородных пластичных вечномерзлых грунтахневысокой плотности (I и II категорий) - машинами вращательного бурения, атакже установками лидерного бурения.

20.5. Технологическиесхемы бурения скважин и установки свай, а также необходимый набор машинвыбираются в зависимости от гранулометрического состава вечномерзлых грунтов,их температурного режима, наличия в грунте крупнообломочных включений, времени(сезона) установки свай и их конструкции.

20.6. Диаметр свай иглубина их установки определяются на основе данных геологических изысканий онесущей способности грунтов и их склонности к пучению.

20.7. При установке свайметодом опуска в предварительно пробуренные скважины диаметр последних долженбыть на 50 мм больше, чем диаметр сваи.

При установке свайметодом забивки в лидерные скважины диаметр последних должен быть на 50 ммменьше, чем диаметр сваи.

20.8. Установка свай вскважины опускным способом производится стандартными грузоподъемными машинами,оборудованными специальной грузозахватной оснасткой.

20.9. Интервал временимежду бурением скважин и установкой в них свай не должен превышать 3 часов.

20.10. Лидерное бурениеприменяют для образования скважин в пластичномерзлых однородных грунтах,содержащих не более 30% крупнообломочных включений. Сваи забивают в грунт спомощью серийно выпускаемых вибропогружателей, вибромолотов, дизель-молотов идр.

20.11. При наличии вгрунтах крупнообломочных включений применяется буроопускной способ.

20.12. Технологическаяпоследовательность операций при опускном способе следующая:

устройство площадки встрого горизонтальной плоскости для установки на ней бурового агрегата;

доставка горячей воды,необходимой для желонирования, к передвижным емкостям или подогрев ее впроцессе производства работ;

подготовка буровогораствора непосредственно на трассе в передвижных котлах с использованием дляэтой цели бурового шлама добавкой мелкозернистого песка в количестве 30-40% отобъема смеси; для приготовления, сохранения и подогрева песчано-глинистогораствора оборудуется подогреваемый смеситель или применяется передвижнойбитумный котел-термос емкостью 0,6 м;

бурение скважины;

заливка скважиныподогретым до температуры 30-40°С песчано-глинистым раствором в объеме примерно1/3 от объема скважины (из расчета полного заполнения пространства между сваейи стенкой скважины);

установка сваи вскважину краном трубоукладчиком или другой грузоподъемной машиной.

При погружении сваи напроектную отметку раствор должен выжиматься на поверхность земли, что служитсвидетельством полного заполнения раствором пространства между стенкамискважины и поверхностью сваи.

20.13. Технологияустройства опор должна обеспечивать надежную заделку свай в вечномерзлые грунтыпосле замерзания раствора.

20.14. Длительностьпроцесса смерзания сваи с вечномерзлым грунтом зависит от сезона производстваработ, характеристик вечномерзлого грунта, температуры грунта, конструкциисваи, состава песчано-глинистого раствора и других факторов и должна бытьуказана в проекте производства работ.

20.15. В твердомерзлыхглинистых, мелкозернистых, пылеватых, а также песчаных грунтах, при среднейтемпературе грунтов в зоне заделки сваи минус 1,5°С и ниже, сваи допускаетсяпогружать и забивать при предварительном пропаривании грунта.

Для пропаривания следуетприменять котлы, соответствующие требованиям котлонадзора. Каждый агрегатдолжен быть оборудован комплектом паровых игл, изготовленных из газопроводныхтруб диаметром 19-25 мм, и резиновыми жаростойкими шлангами на давление до 10атм, при помощи которых иглы соединяются с коллектором. На скважине возможноиспользовать несколько паровых игл в зависимости от производительности котла.

20.16. Сваирекомендуется погружать краном-трубоукладчиком.

После погружения сваивыверяют ее высотное положение. В некоторых случаях целесообразно также"добить" сваю до проектной отметки сваебойными агрегатами,виброкопром или вибропогружателем.

Погружать сваи вскважины после пропаривания грунта следует немедленно, до начала его смерзания.

Установка свай сприменением пропаривания грунта должна опережать укладку на них трубопровода от3 до 6 месяцев в зависимости от характера грунта, продолжительности и площадипропаривания.

20.17. При приемкеготовых свайных оснований (в общем случае) должны быть представлены:

проект свайногооснования;

рабочие чертежи свай;

акт освидетельствованиясвай;

журнал изготовления ихранения свай;

акт геодезическойразбивки свайной полосы;

исполнительные планырасположения свай;

журнал забивки свай.

Приемка свайных опороформляется актом, который подписывают представители заказчика, технадзора,строительной и проектной организаций.

21. МОНТАЖ НАДЗЕМНЫХТРУБОПРОВОДОВ

21.1. Комплексстроительно-монтажных работ по сооружению надземных трубопроводов (разбивка оситрассы, устройство опор, монтаж трубных плетей и компенсаторов, регулировкаположения трубопровода и т.п.) должен сопровождаться поэтапной исполнительнойгеодезической съемкой с целью недопущения сверхнормативных отклоненийпараметров готового объекта от принятых в проекте (табл. 38).

Таблица 38

Допускаемые отклоненияфактического положения надземного трубопровода от проектного

Контролируемый параметр	Допустимое отклонение, мм
1	2
Точность положения осей опоры и трубопровода при выносе в натуру:
вдоль оси трубопровода	±100
поперек оси трубопровода	± 50
Отклонение высотной отметки подошвы фундамента опоры	±25
Смещение фундамента относительно разбивочных осей	±40
Отклонение оголовки сваи в плане	±50
Отклонение высотной отметки верха сваи	±50
Отклонение центра опоры	±50
Отклонение отметки верха опорной части	±20
Отклонение оси трубопровода от центра опоры:
на продольно-подвижных опорах	±100
на свободно-подвижных опорах с учетом поправок на температуру в период монтажа (по проекту)	±200
Отклонение трубопровода от геометрической оси трассы на прямолинейных переходах (без компенсации температурных деформаций), на каждой опоре	±50
Отклонение вылета компенсатора	±1000
	-500

21.2. Требования данногораздела распространяются как на надземную прокладку всего трубопровода, так ина отдельные его участки (переходы).

21.3. Проектпроизводства работ должен содержать указания о способе и последовательностимонтажа и укладки, обеспечивающие прочность, устойчивость и неизменяемостьконструкций на всех стадиях строительства. При этом расчетная величинамонтажных напряжений в трубопроводе должна быть не более 90% от нормативногопредела текучести материала трубы.

21.4. При сооружениинадземных трубопроводов в зависимости от их диаметра, назначения, типа изоляции(антикоррозионной и тепловой), высоты опор, расстояний между компенсаторами, атакже общей и локальной протяженности надземных участков могут быть примененыследующие способы монтажа и укладки:

продольная надвижказаранее заготовленных плетей на опоры;

подъем с поверхностистроительной полосы на опоры отдельных труб или заранее заготовленных секций споследующей сваркой их между собой;

укладка длинномернойплети с поверхности строительной полосы на опоры.

Способ монтажа и укладкидолжен быть указан в проекте; замена одного метода другим без согласования спроектной организацией не допускается.

21.5. Допускаемыеотклонения фактических параметров от проектных для участков надземной прокладкитрубопроводов при использовании балочной схемы приведены в табл. 38, а прииспользовании других схем (арочной, висячей, вантовой, шпренгельной и т.п.) этиотклонения должны быть указаны в проекте.

21.6. Поперечные(кольцевые) сварные стыки должны находиться за пределами опорной частитрубопровода и отстоять от нее на расстоянии не менее 200 мм.

21.7. После того какплети трубопровода займут на опорах предпроектное положение, под них следуетподвести ригели с заданным усилием или на заданную высоту; величина того илидругого параметра для каждой опоры в отдельности указывается в рабочих чертежах.

Установленное всоответствии с проектом положение трубопровода фиксируется на опорах путемзатяжки охватывающих хомутов.

21.8. Сборка и сварказамыкающих стыков производятся при расчетном интервале температур, которыйуказывается в проекте.

21.9. После проведенияиспытаний трубопровода следует выполнить повторный геодезический контрольположения трубопровода; при необходимости по согласованию с эксплуатирующейорганизацией, производится дополнительная регулировка положения трубопровода наопорных ригелях (в этом случае должны быть временно ослаблены хомуты,фиксирующие положение трубопровода на опоре).

21.10. Компенсаторы наопорах должны монтироваться с таким расчетом, чтобы свое срединное положениеони занимали при температуре, указанной в проекте как усредненное значениетемпературного интервала; замыкающий стык выполняется за пределами П-образногокомпенсатора.

21.11. Монтажтрубопровода должен осуществляться из труб или секций с заводским или базовымизоляционным покрытием, а теплоизолированного трубопровода - из одиночных трубс тепловой изоляцией, нанесенной в базовых условиях.

21.12. Монтажтрубопровода производится либо на раскладочных лежках рядом со свайными опорамис последующим подъемом плетей на эксплуатационные опоры, либо непосредственнона эксплуатационных опорах с использованием передвижных монтажных опор.

Монтаж трубопровода изтруб с тепловой изоляцией следует выполнять на эксплуатационных опорах "сколес" без раскладки труб на строительной полосе.

21.13. Монтажтрубопроводов диаметром 530 мм и более допускается производить из трехтрубныхсекций, свариваемых в базовых условиях. Трубопроводы диаметром менее 530 ммиз-за их повышенной гибкости следует монтировать из отдельных труб илидвухтрубных секций.

21.14. В местах монтажакомпенсаторов трубопроводов необходимо оставлять технологические разрывы.Сварочные работы при монтаже компенсаторов должны выполняться с применениемнаружных центраторов.

21.15. Монтаж ригелей иопорных элементов выполняется после оформления акта приемки свайных опор,которым подтверждается их соответствие проекту.

21.16. Монтажтрубопроводов следует начинать от анкерных (неподвижных) опор в сторонукомпенсаторов.

Монтаж параллельныхниток трубопроводов начинается с дальнего по отношению к технологическомупроезду трубопровода.

21.17. В процессе сваркиприлегающие к стыку поверхности труб должны быть защищены термостойкимибандажами, предотвращающими попадание на покрытие труб брызг расплавленногометалла.

21.18. Подогрев стыковперед сваркой следует осуществлять внутренними пламенными подогревателями илииндукционными нагревателями.

21.19. Приварка трубныхпатрубков к ложементам для неподвижных (анкерных) опор производится в базовыхусловиях с термообработкой (до изоляции и теплоизоляции).

21.20. Перед вваркойкомпенсаторов в нитку они подвергаются предварительной растяжке. Величинарастяжки компенсатора зависит от температуры, при которой фактическиосуществляется замыкание стыков; эта величина устанавливается по диаграмме,входящей в состав проекта.

21.21. Замыкающий стыкдолжен выполняться на трубах с одинаковой толщиной стенки. Замыкающий стык недолжен выполняться на концах патрубков неподвижных опор.

21.22. Заделка стыковыхсварных соединений производится после укладки трубопровода на ригели.

Заделка зон сварныхсоединений включает антикоррозионную изоляцию, теплоизоляцию и гидроизоляцию(см. пп. 18.33, 18.34).

21.23. При монтажетеплоизолированного трубопровода на затопляемых территориях необходимообеспечить герметичную заделку стыков во избежание проникновения влаги втеплоизоляционное покрытие.

21.24. Ингибиторопроводмонтируют из труб с базовой теплоизоляцией. Трубы на трассу доставляют впакетах, пакет при сварке труб в нитку перемещается по трассе на санях.

Ингибиторопроводприкрепляется к трубопроводу с помощью хомутов. Продувка и испытаниепроизводится после окончания монтажа ингибиторопровода.

21.25. При монтаженадземного теплоизолированного трубопровода с попутным электроподогревомкрепление трубы-спутника (обогревающей трубы) к транспортному трубопроводу взависимости от давления перекачиваемого продукта осуществляют сплошнойприваркой односторонним швом, приваркой прерывистым двусторонним швом или спомощью хомутов. Крепление сваркой осуществляется при давлении в транспортномтрубопроводе до 0,1 МПа. Если же давление выше указанного значения, токрепление должно осуществляться с применением хомутов.

21.26. Монтаж системыэлектроподогрева необходимо выполнять протяжкой греющего кабеля внутрисмонтированного трубы-спутника с последующим подключением его к источникупитания.

Для протяжки кабеля натрубопроводе-спутнике (обогревающей трубе) через каждые 100-150 м оставляютразрывы длиной 300-500 мм.

21.27. Перед протяжкойгреющего кабеля через обогревающую трубу следует проверить состояние еевнутренней поверхности путем протяжки калибра диаметром 0,9 от диаметра трубы.Протяжку калибра следует производить в направлении предстоящей протяжки кабеля.При обнаружении в обогревающей трубе задиров, наплывов и других помех протяжкукабеля следует производить только после их устранения.

21.28. Протяжку кабелянеобходимо производить по частям от разрыва до разрыва с сохранением петли наразрывах. После протяжки кабеля через соседние плети (на длину 100-150 м) петликабеля вытягивают. После окончания протяжки кабеля через весь участокобогревающего трубопровода разрывы на нем должны быть заделаны муфтами спокрытием их антикоррозионной и тепловой изоляцией.

21.29. На прямолинейныхучастках протяжку кабеля, как правило, осуществляют пневматическим способом, ана криволинейных - вручную.

21.30. Протяжку кабелячерез П-образный и трапецеидальный компенсатор трубы-спутника следуетосуществлять вручную, для чего трубопровод-спутник на углах компенсатора должениметь дополнительные разрывы. При протяжке на углах компенсатора оставляютсяпетли кабеля. После полной протяжки через компенсатор угловые петли кабеляубираются путем их вытягивания. По окончании процесса протяжки кабеля угловыеразрывы компенсаторов должны быть закрыты муфтами, прикрепляемыми с помощьюхомутов к транспортному трубопроводу, и покрыты антикоррозионной и тепловойизоляцией.

21.31. Испытание системыэлектроподогрева следует проводить после ее монтажа в два этапа. На первомэтапе необходимо испытать работоспособность и электробезопасность самогонагревателя, а на втором - эффективность работы всей нагревательной системы.Нагреватель подлежит испытанию на нескольких режимах изменения тока отминимального значения до максимального. Время работы нa каждом режимеопределяют полной стабилизацией температуры трубопровода.

21.32. Технология иорганизация испытания системы электроподогрева должны быть отражены в проекте.

21.33. Испытания напрочность и герметичность транспортного трубопровода следует проводить послеокончания монтажа системы электроподогрева.

22. ТЕХНОЛОГИЯ УКЛАДКИНАДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА

22.1. Укладкасмонтированных трубных плетей на эксплуатационные опоры выполняется послеконтроля качества кольцевых сварных стыков.

22.2. Укладка плетей изтруб диаметром 530-1020 мм на эксплуатационные опоры осуществляется колонной,состоящей из 4 трубоукладчиков. При укладке плетей из труб диаметром 530 и 720мм применяются трубоукладчики с моментом устойчивости 24 т.м., при укладкеплетей из труб диаметром 1020 мм - трубоукладчики с моментом устойчивости 60т.м.

22.3. Используемые приукладке схемы должны обеспечивать как сохранность самого трубопровода отвозможных изломов, так и неповреждаемость теплоизоляционного покрытия за счетиспользования специальной монтажной оснастки и контроля фактического высотногоположения плети, подверженной монтажному изгибу. При укладке не допускаетсясоударений укладываемой плети с металлоконструкциями эксплуатационных опор.

22.4. Укладка плетейосуществляется либо методом "перехвата", либо методом"переезда". При переходе одного из кранов-трубоукладчиков плетьподдерживается остальными тремя кранами-трубоукладчиками; непосредственно опускплети на опоры осуществляется всеми 4 кранами-трубоукладчиками.

Надвижка плети на опорыв основном осуществляется двумя головными трубоукладчиками; два же последнихтрубоукладчика в колонне осуществляют только вертикальные перемещения плети.

22.5. Высоты подъемаплети каждым из трубоукладчиков в их рабочем диапазоне приведены в табл. 39.

Таблица 39

Рабочий диапазон высотподъема трубной плети

Диаметр трубопровода, мм	Высота подъема плети, м (для каждого из трубоукладчиков с порядковым номером)
	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4
1	2	3	4	5
530	1,2-1,6	1,6-2,0	1,7-2,1	1,2-2,1
720	1,3-1,6	1,7-2,0	1,8-2,1	1,3-2,1
1020	1,3-1,5	1,6-1,9	1,8-2,0	1,3-2,0

Примечание: увеличенныйдиапазон изменения высот подъема 4-м краном-трубоукладчиком обусловлен еговозможным нахождением в колонне во время опуска плети либо рядом с головным(1-м), либо с задним (3-м) краном-трубоукладчиком.

22.6. В целяхпредупреждения повреждений гидро- и теплоизоляционного покрытия трубкраны-трубоукладчики оснащаются мягкими полотенцами. Ширина и количество лент вкаждом мягком полотенце определяются исходя из максимальных нагрузок накраны-трубоукладчики и прочностных свойств теплоизоляционного покрытия.

Максимальные нагрузки натрубоукладчики не должны превышать:

для трубопроводовдиаметром 530 мм - 3,6 т;

для трубопроводов -"- 720 мм - 7,1 т;

для трубопроводов -"- 1020 мм - 15,5 т.

22.7. Закреплениетрубопровода в проектном положении на эксплуатационных опорах следуетосуществлять с учетом его перемещений при температурных перепадах, определяемыхпроектом.

22.8. Фиксацияложементов на подвижных опорах с помощью стяжных хомутов осуществляется сосмещениями от центра опор с учетом последующих продольных перемещенийтрубопровода в процессе эксплуатации.

Расчетные величиныпродольных смещений хомутов (монтажные смещения), принимаемые при закреплении,следует определять в зависимости от максимального повышения температуры стеноктруб (положительной температуры эксплуатации), внутреннего давления (удлинениятрубопровода), температуры, при которой производится замыкание монтажногостыка, и расстояния между каждой конкретной подвижной и неподвижной опорами.

22.9. Общая схемамонтажного смещения ложементов при закреплении трубопровода на подвижных опорахпоказана на рис. 6. Величины смещения ложементов относительно оси скользящейопоры в зависимости от температуры замыкания стыка должны быть отражены в ППР.

22.10. Закреплениевылета компенсатора следует производить со смещениями от края фрикционнойпластины (рис. 7). Величины смещений должны быть указаны в ППР.

Рис. 6. Схема монтажаопорных ложементов со смещениями на ригелях подвижных опор:

- смещение трубопроводапри монтаже на первой, второй, третьей и т.д. опорах; - суммарноепродольное перемещение трубопровода в месте примыкания его к компенсатору; -расстояние между неподвижной и подвижными опорами; 1, 2, 3 - скользящие опоры;4 - неподвижная опора; 5 - компенсатор

Рис. 7. Схема монтажавылета компенсатора со смещениями на ригелях опор:

- смещение оси полки компенсатора нафрикционной пластине при монтаже трубопровода

22.11. Передзакреплением трубопровода на опорах необходимо выполнить регулировку высотногоположения опор с целью устранения остаточных монтажных напряжений втрубопроводе. Это достигается выравниванием нагрузок на опорах от весатрубопровода. Для этого кран-трубоукладчик, используемый на этой операции,оснащается динамометром.

22.12. Закреплениетрубопровода на подвижных опорах производится прижатием опорных ложементов ктрубе с помощью металлических хомутов.

23. УКЛАДКА ПОДЗЕМНОГОТРУБОПРОВОДА

23.1. Трубопровод можноукладывать в траншею в зависимости от местных условий, а также от принятыхконструктивных и организационно-технологических решений одним из следующихспособов:

предварительнымприподнятием над монтажной полосой с последующим поперечным надвиганием на траншеюи опусканием на дно траншеи трубных плетей с одновременной их очисткой иизоляцией механизированными методами (совмещенный способ производстваизоляционно-укладочных работ);

теми же приемами, что ив предыдущем случае, но без очистки и изоляции, которые выполняются на трассезаблаговременно (раздельный способ производства работ по очистке, изоляции иукладке трубопровода);

приподнятием надмонтажной полосой, поперечным надвиганием на траншею и опусканием на днотраншеи плетей, сваренных из труб с заводской или базовой изоляцией припредварительной изоляции сварных стыков;

продольнымпротаскиванием с монтажной площадки заранее подготовленных (включая нанесениеизоляции, футеровки, балластировки) длинномерных плетей непосредственно по днуобводненной траншеи;

продольнымпротаскиванием циклично по дну траншеи плети, наращиваемой по мерепротаскивания из отдельных труб или секций на монтажной площадке;

продольнымпротаскиванием с береговой монтажной площадки трубной плети на плаву по мере еенаращивания (включая сварку, контроль качества кольцевых швов, очистку иизоляцию стыков, балластировку и пристроповку разгружающих поплавков) споследующим погружением этой плети в проектное положение путем отстроповкипоплавков;

теми же приемами, но безпредварительной балластировки и без применения поплавков; в этом случаепогружение плети на дно траншеи осуществляется за счет навески на плавающийтрубопровод балластирующих устройств специальной конструкции;

заглублением в грунт поддействием собственного веса заранее подготовленных плетей за счетпринудительного формирования под трубопроводом в процессе его укладки щелей вгрунте (бестраншейное заглубление);

опуском отдельных трубили секций в траншею с последующим их наращиванием в плети в траншее;

опуском заранееподготовленных плетей, выложенных над траншеей и опирающихся на временныеопоры, которые установлены поперек траншеи.

Выбор методапроизводства работ осуществляется с учетом принятой в проекте общей схемыорганизации строительства трубопровода и обосновывается технико-экономическимирасчетами.

23.2. При укладкетрубопровода в траншею необходимо обеспечивать:

недопущение в процессеопуска плетей их соприкосновений со стенками траншеи;

сохранность стеноксамого трубопровода (отсутствие на нем вмятин, гофр, изломов и другихповреждений);

сохранностьизоляционного покрытия;

образование зазора междустенками траншеи и трубопроводом в 100-150 мм;

полное прилеганиетрубопровода ко дну траншеи по всей его длине; если в проекте принято решение,заведомо исключающее возможность выполнить это требование (например,предусмотрено использование в качестве основания под трубопровод специальныхпрокладок или мешков, заполненных песком), то там же должны быть указаныдопустимые значения пролетов и предельные отклонения точек опирания по высоте.

23.3. Для защитыпротивокоррозионного покрытия от механических повреждений в процессе и послеего укладки, а также во время засыпки трубопровода на участках, где трассапроходит по скальным, каменистым или мерзлым породам, должны применятьсяподсыпка и присыпка из мягкого или мелкозернистого грунта; сплошные защитныепокрытия из вспененных синтетических материалов, а также обертки изсинтетических композиций.

23.4. Минимальныедопустимые радиусы упругого изгиба принимаются в соответствии с табл. 40.

Таблица 40

Диаметр трубопроводов, мм	Минимально допустимые радиусы упругого изгиба трубопровода, м	Диаметр трубопроводов, мм	Минимально допустимые радиусы упругого изгиба трубопровода, м
1	2	3	4
1400	1400	600	600
1200	1200	500	500
1000	1000-800	400	400
800	700	300	300
700	-	200	200

23.5. Основные параметрыпроизводства укладочных работ для трубопроводов диаметром 57-530 мм приведены втабл. 41. Для трубопроводов больших диаметров следует пользоваться ВСН 004-88.

Таблица 41

Основные параметрыпроизводства укладочных работ различными способами

Диаметр трубопровода	Раздельный способ изоляции трубопровода		Укладка трубопровода непрерывным способом		Укладка трубопровода циклическим способом		Изоляция и укладка трубопровода совмещенным способом
	количество трубоукладчиков	расстояния между трубоукладчиками	количество трубоукладчиков	расстояния между трубоукладчиками	количество трубоукладчиков	расстояния между трубоукладчиками	количества трубоукладчиков	расстояния между трубоукладчиками
1	2	3	4	5	6	7	8	9
57-114	2	8-12	2	10-12	3	12-15	2	10-12
168-219	2	10-15	2	12-15	3	14-18	2	12-15
273-426	2	12-17	2	15-20	3	16-22	2	13-18
530	2	15 -20	2	17-22	3	18-25	3	14-20

Примечание: укладкутрубопроводов диаметром 57 мм допускается производить с применением вместотрубоукладчиков ручной такелажной оснастки.

23.6. Минимальноерасстояние от бровки траншеи до ближайшей гусеницы трубоукладчика следуетопределять в соответствии с расчетом, исходя из физико-механических свойствгрунта и удельного давления гусеницы на призму обрушения откоса (стенкитраншеи). Такой расчет выполняют на стадии разработки ППР.

23.7. В изоляционнойколонне в холодное время года или при наличии на поверхности трубопровода влагинеобходимо иметь сушильную установку, которую располагают в головной частиколонны.

23.8. При выявлении натрубах заметных следов коррозии, что с наибольшей вероятностью проявляется придлительном их хранении в условиях повышенной влажности, в состав колонныцелесообразно вводить дополнительную очистную машину.

23.9. Работы по укладкенескольких трубопроводов в общую траншею можно производить как одновременно,так и последовательно.

При одновременнойукладке трубопроводов возможны две схемы производства работ:

1) одновременный монтажвсех ниток непосредственно в проектном положении (на дне траншеи) из отдельныхтруб или секций;

2) поочередный опускзаранее сваренных плетей с бермы траншеи.

При последовательнойукладке опуск трубопроводов начинают с той нитки, которая расположена ближе ктраншее; при этом она должна занять положение у дальней стенки траншеи.

Если при укладкенескольких трубопроводов ширина траншеи по низу и грунтовые условия ее днапозволяют обеспечить проход строительных машин, то часть ниток может бытьсмонтирована (включая работы по сварке, очистке и изоляции) непосредственно надне траншеи, а остальные нитки (ближние к монтажной полосе) при этом следуетукладывать с бермы траншеи.

При последовательнойукладке в одну траншею нескольких трубопроводов должны быть приняты меры посохранности уже уложенных ниток.

23.10. В процессе работыпо укладке нескольких трубопроводов в одну траншею необходимо обеспечиватьзаданное проектом расстояние между трубопроводами. С этой целью можноиспользовать распорки, балластирующие устройства или прерывистые присыпки ввиде призм. Последний из перечисленных способов применим только на участкахтрассы с сухими грунтами.

23.11. При одновременномстроительстве многониточных трубопроводов в раздельных траншеях укладкуначинают с дальнего (крайнего по ходу движения линейных строительных потоков)трубопровода, чтобы исключить необходимость устройства проездов для строительнойтехники над уже приложенными трубопроводами.

23.12. При выполненииизоляционно-укладочных работ на заболоченной местности не допускаютсяпродолжительные остановки колонн, которые могли бы стать причиной просадокгрунта под гусеницами трубоукладчиков. Такие остановки могут повлечьопрокидывание трубоукладчиков.

23.13. На времядлительных организованных перерывов в работе колонн (более 10 суток) не следует(особенно в весенний период) оставлять оборудование колонн, занятых изоляцией иукладкой трубопровода, на подвешенной плети. В этом случае плеть должна быть выложенана временных опорах. В качестве временных опор можно использовать деревянныеклети, собираемые из брусьев.

23.14. Балластировкутрубопроводов железобетонными утяжелителями типа УБО и УБК должны осуществлятьв соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

23.15. Установкавмораживаемых анкеров может осуществляться опускным, буроопускным иликомбинированным методами.

23.16. Установкуанкерных устройств опускным методом осуществляют при любой конструкциивмораживаемых анкеров; при этом перед установкой анкерных устройств выполняютподготовительные работы по сборке анкера, подготовке паровой иглы кпропариванию, раскладке анкеров вдоль траншеи.

23.17. Установкуанкерных устройств опускным методом в зависимости от их конструкции выполняютсовмещенным или раздельным способами. Совмещенный способ заключается водновременном погружении анкера и паровой иглы и применяется для анкеровстержневого типа. При раздельном способе сначала формируется скважина, а затемв нее опускается анкер. Раздельный способ применяется для анкеров дисковоготипа. Перед опуском многодисковых анкерных устройств все диски на анкере должныбыть жестко закреплены.

23.18. При раздельномспособе погружения анкеров для определения требуемого диаметра скважины передначалом работ по установке анкеров опытным путем определяют скорость погруженияпаровой иглы в грунт.

23.19. Для формированиярабочей скважины паровую иглу с помощью грузоподъемного механизма устанавливаютнад отметкой установки анкера. Игла перемещается вертикально вниз, протаивая вгрунте скважину.

23.20. Комбинированныйспособ предусматривает бурение лидерной скважины на неполную проектную глубину,последующее паропротаивание грунта до проектной глубины, затем погружениеанкера и заполнение устья скважины буровым шламом. Бурение скважины выполняютна глубину не более 1 м от дна траншеи.

Укладка методомбестраншейного заглубления

23.21. Трубопроводымалых диаметров (32-114 мм) могут укладываться в проектное положение методомбестраншейного заглубления с применением специальной машины - ножевоготрубозаглубителя.

Такая машина (рис. 8)состоит из следующих основных узлов: гусеничного тягача, навесного оборудования- режущего ножа, роликоопор для поддержания трубной плети и щелезасыпщика.

Рис. 8. Укладкатрубопровода предварительно выложенного на строительной полосе с помощьютрубозаглубительной машины:

1 - гусеничный тягач; 2- нож; 3 - кассета; 4 - трубопровод; 5 - роликоопоры

23.22. Плетьтрубопровода выкладывают по оси укладки, затем свободный ее конец заводят нароликоопоры, после чего начинается движение трубозаглубителя, который прорезаетв грунте щель, куда производится опуск трубопровода. Завершающей операциейявляется засыпка грунта с помощью щелезасыпщика. Того объема грунта, которыйпри создании щели выталкивается наружу режущим ножом, как правило, оказываетсядостаточно для ее полной засыпки.

23.23. При использованииданного метода на укладываемую плеть предварительно наносят изоляционноепокрытие и проверяют его качество.

23.24. При работе наслабых грунтах трубозаглубитель работает без буксировки, на плотных - всопровождении дополнительных тягачей.

23.25. Методбестраншейного заглубления может быть применен также в случаях, когда трубыпоставляются на трассы в бунтах (длинномерными отрезками). При этом применяетсяспециальная машина - бунторазмотчик.

24. СТРОИТЕЛЬСТВОТРУБОПРОВОДА НА ПЕРЕХОДАХ

Переходы через дороги

24.1. Способы и срокипроизводства работ по сооружению переходов под автомобильными и железнымидорогами должны быть согласованы с эксплуатирующими эти дороги организациями.На строительство таких пересечений разрабатывается отдельный проектпроизводства работ (ППР).

В зависимости отинтенсивности движения, категорийности дорог, диаметра трубопровода, методовпроизводства работ, грунтовых условий укладка трубопроводов можетосуществляться следующими способами:

открытым, при которомтрубопровод укладывается в траншею, устроенную в насыпи дороги с перекрытиемдвижения транспорта и устройством объезда для движения транспорта;

закрытым, без перекрытиядвижения транспорта; при этом для укладки футляра (кожуха) через дорогиприменяются методы бестраншейной проходки.

24.2. Открытый способможет быть использован там, где имеется возможность временно прекратитьдвижение транспорта или устроить временные объезды, т.е. на дорогах с низкойинтенсивностью движения.

24.3. При строительствепереходов через автодороги открытым способом необходимо оградить местопроизводства работ и установить соответствующие предупреждающие и указательныезнаки.

24.4. Ширина полосывскрытия покрытия автодороги должна быть больше ширины траншеи по верху на0,3-0,4 м, а для булыжного покрытия - на 0,6-0,8 м.

При наличии неустойчивыхгрунтов необходимо по мере разработки траншеи ее стенки крепить досками илиинвентарными щитами.

24.5 Закрытый способ(бестраншейная проходка) может применяться без ограничений, т.е. независимо откатегории дорог, интенсивности движения транспорта, категории грунтов идиаметра трубопровода.

24.6. При закрытомспособе прокладки кожухов (футляров) применяют три способа проходки: прокол,горизонтальное бурение и продавливание.

24 7. Прокол применяетсяв мягких грунтах для трубопроводов малых диаметров (до 530 мм). Этот метод нерекомендуется применять при неглубоком заложении (менее 2 м) кожуха воизбежание образования вертикального выпора грунта и нарушения полотна дороги.

Прокол, как правило,осуществляется путем статического силового воздействия (гидродомкратами).

24.8. Горизонтальноебурение применяется для трубопроводов средних и больших диаметров (530-1420 мм)в грунтах I-IV категорий. Проходка скважины ведется установками горизонтальногобурения. Этот метод не рекомендуется применять на слабых (водонасыщенных исыпучих) грунтах во избежание просадки дорожного полотна.

24.9. Продавливаниеявляется наиболее универсальным способом прокладки кожухов и наилучшим образомобеспечивает сохранность дорожных насыпи и полотна.

Как правило,продавливание кожухов осуществляется гидродомкратами.

24.10. Размеры рабочегокотлована при закрытом способе прокладки выбираются в зависимости от диаметратрубопровода, глубины его заложения, вида применяемого оборудования и длиныперехода через дорогу. Ширина котлована должна обеспечивать безопасноеразмещение людей, обслуживающих проходческое оборудование; в котлованеустанавливают лестницу для подъема и спуска людей. При неустойчивых грунтахнеобходимо укрепить стенки котлована; при наличии воды - устроить водосборныйприямок, откуда по мере накопления удаляют воду.

24.11. Сборку и сваркукожухов необходимо производить с помощью центраторов. Торцы свариваемых трубдолжны быть перпендикулярны их осям; искривление оси кожуха не допускается.Кольцевые стыки должны быть проварены на полную толщину стенки труб сплошнымшвом. При прокладке защитного футляра (кожуха) под дорогами необходимоконтролировать глубину заложения футляра и его положение в горизонтальнойплоскости с учетом допускаемых отклонений. Отклонение оси кожуха от проектногоположения по вертикали и по горизонтали не должно превышать 1% от длины кожуха.

24.12. При протаскиваниирабочей плети в защитный кожух наружная поверхность трубы (изоляционноепокрытие) должна быть защищена от повреждений путем закрепления на нейопорно-центрирующих устройств из полимерных (диэлектрических) материалов.

24.13. Если проектомпредусмотрена прокладка кабеля связи внутри кожуха, то трубы для этого кабеляприкрепляются к трубной плети и протаскиваются сквозь кожух совместно с ней.

24.14. Перед началомработ необходимо уточнить фактическое положение подземных коммуникаций,проложенных вдоль дороги, и принять меры к защите их в период производстваработ.

24.15. При наличиивысоких грунтовых вод во избежание осадки земляного полотна или выноса грунтаподземными водами необходимо до начала земляных работ осушить участок переходаметодом открытого водоотлива или закрытого водопонижения. Открытый метод предусматриваетустройство водоотливных каналов и колодцев. Закрытое водопонижение предполагаетиспользование иглофильтров.

24.16. Если покаким-либо причинам задерживается протаскивание трубной плети (более 2 суток),то концы кожуха необходимо герметизировать приваркой заглушек.

Подводные переходы

24.17. Строительствопереходов трубопроводов через водные преграды должно выполнятьсяспециализированными организациями.

24.18. Строительствотрубопроводов через водные преграды может осуществляться:

- открытым способом, сукладкой трубопроводов в подводные и береговые траншеи, разработанные вграницах переходов плавучей и наземной землеройной техникой;

- закрытым способом, спротаскиванием трубопроводов в наклонные скважины, выполненные методом наклоннонаправленного бурения.

24.19. При примененииспособа строительства переходов с использованием наклонно направленного буренияскважин должны проводиться дополнительные гидрогеологические изыскания.

24.20. До началастроительства подводных переходов открытым способом необходимо:

проверить проектныестворы переходов и реперы;

измерить глубину водоемаи определить соответствие фактического профиля дна проектному;

выполнить обследованиедна реки (водоема) в границах проектной ширины подводной траншеи (поверху) длявыявления случайных препятствий и удалить их в случае обнаружения.

Результаты выполненияуказанных работ должны быть закреплены в соответствующих актах, согласованныхмежду строительными и проектными организациями.

24.21. Перед началомподводных земляных работ строительная организация должна оповестить о началеэтих работ все заинтересованные местные организации, обеспечивающиеэксплуатацию водных путей и различных речных сооружений, органы охраны воднойсреды и другие службы контроля.

24.22. Производствобуровзрывных работ на подводных переходах должно осуществляться в полномсоответствии с проектом производства работ, Едиными правилами безопасности привзрывных работах, утвержденными Госгортехнадзором и Правилами техникибезопасности при производстве подводно-технических работ на реках иводохранилищах, утвержденными организациями речного флота.

Производствобуровзрывных работ на подводных переходах должно быть согласовано проектной истроительной организациями с организациями, эксплуатирующими водные пути,органами рыбоохраны и другими заинтересованными организациями.

24.23. Перед укладкойтрубопровода в предварительно подготовленную подводную траншею строительнойорганизацией при участии представителя технического надзора заказчика должнабыть проведена проверка отметок продольного профиля траншеи на соответствие проектным.Недоборы грунта по глубине и ширине траншеи не допускаются. Переборы грунта восновании траншеи не должны превышать величин, приведенных в табл. 14 и 15 СНиП3.02.01-87.

24.24. Крутизну откосовследует принимать по СНиП III-42-80*.

24.25. При определенииобъемов подводных земляных работ следует учитывать переборы по глубине траншеи,в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87. .

Разработка,транспортировка грунта и складирование его в подводные и береговые отвалыбаржами и путем рефулирования земснарядами не должны мешать судоходству,нарушать установившийся режим потока, вызывать его сильное загрязнение инарушать экологическую ситуацию в районе перехода.

24.26. Укладкаподводного кабеля связи в общей траншее с подводным трубопроводом производитсяна уровне нижней образующей трубопровода после его укладки. Кабель укладываетсяна расстоянии не менее 0,5 м от боковой стенки трубопровода (ниже по течениюреки), если другие требования не оговорены проектом.

24.27. Балластировкаподводных переходов осуществляется одиночными (чугунными, железобетонными)грузами, устанавливаемыми на трубу непосредственно на строительной площадке,или путем обетонирования труб, выполняемого путем нанесения на них монолитногобетонного покрытия (в заводских или базовых условиях) или установки сплошногопокрытия из сборных железобетонных утяжелителей.

24.28. Укладка подводныхтрубопроводов не допускается во время паводков, весеннего ледохода и осеннеголедостава. В исключительных случаях на переходах через водные преграды ширинойдо 200 м при скоростях течения воды до 0,5 м/сек в период осеннего ледоставаможет производиться укладка подводных трубопроводов только способомпротаскивания по дну.

24.29. Перед испытаниемуложенного подводного трубопровода необходима проверка его положения на днеподводной траншеи. Имеющие место провисания участков трубопровода должны бытьустранены до испытания путем намыва или отсыпки грунта.

24.30.Берегоукрепительные работы выше и ниже уровня воды с применением различныхконструктивных элементов следует выполнять в межений период до началаледостава.

25. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ ИИСПЫТАНИЯ

Очистка полоститрубопровода

25.1. Способы, параметрыи схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводовустанавливаются рабочей документацией с учетом категории и конструктивныхособенностей каждого участка.

25.2. Очистку полоститрубопроводов выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистныхустройств по технологии, определенной СНиП III-42-80*.

На трубопроводахдиаметром 219 мм и более промывку или продувку следует выполнять сиспользованием очистных поршней.

25.3. Очистка полостигазопроводов в обязательном порядке должна включать мероприятия по защитеполости труб от попадания снега, загрязнений и остатков строительных материаловна всех технологических переделах строительства.

25.4. На трубопроводахдо 219 мм, монтируемых без внутренних центраторов, очистку полости следуетпроизводить протягиванием очистных устройств в процессе сборки и сваркитрубопровода в нитку.

25.5. Трубопроводыочищают и испытывают по специальной инструкции.

Специальная инструкцияна очистку полости и испытание составляется строительно-монтажной организациейи согласовывается с заказчиком по каждому конкретному трубопроводу с учетомместных условий производства работ, также согласовывается с проектнойорганизацией и утверждается председателем комиссии по проведению испытанийтрубопроводов.

25.6. Очистку полоститрубопроводов, монтируемых на опорах, следует производить продувкой с пропускомпоршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или природного газа соскоростью не более 10 км/ч.

25.7. Очистные поршнипропускают по участкам трубопровода под давлением сжатого воздуха, поступающегоиз ресивера (баллона), создаваемым на прилегающем участке.

Для продувки с пропускомпоршня давление воздуха (или газа) в ресивере при соотношении объемов ресивераи продуваемого участка 1:1 определяют по табл. 42.

25.8. Продувкускоростным потоком воздуха без пропуска поршня осуществляют на трубопроводахдиаметром до 219 мм (включительно) или при наличии крутоизогнутых вставокрадиусом менее 5 диаметров трубопровода.

25.9. На участкахтрубопроводов диаметром более 219 мм с крутоизогнутыми вставками радиусом менее5 диаметров допускается продувка без пропуска очистных поршней при условиипредварительной очистки труб протягиванием очистных устройств в процессе ихсборки и сварки в нитку.

Для продувки скоростнымпотоком воздуха без пропуска поршня давление в ресивере определяют по табл. 42при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 2:1.

Таблица 42

Давление воздуха вресивере для продувки

Условный диаметр	Давление в ресивере, не менее, МПа (кгс/см²)
трубопровода, мм	для трубопроводов, очищенных протягиванием очистных устройств	для трубопроводов, не очищенных протягиванием очистных устройств
1	2	3
До 250	1 (10)	2 (20)
От 300 до 400	0,6 (6)	1,2 (12)
От 500 до 800	0,5 (5)	1 (10)
От 800 до 1000 включительно	0,4 (4)	0,8 (8)

25.10. В качествеочистных устройств при протягивании следует использовать специальныеприспособления, оборудованные металлическими щетками или скребками. При наличиитруб с внутренней изоляцией применяются эластичные очистные поршни.

25.11. Для продувкииспользуются очистные поршни типа ОПКЛ или поршни-разделители типа ПР, ДЗК,ДЗК-РЭМ.

25.12. Продувкатрубопровода с пропуском очистных устройств через линейную арматуру допускаетсятолько в случае, если это допускается паспортом арматуры.

25.13. При продувкетрубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Вытеснение воздухаосуществляется подачей газа под давлением не выше 0,2 МПа (2 кгс/см²).Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе попоказателям газоанализатора не превышает 2%.

25.14. Природный газ дляиспытания трубопроводов следует подавать от скважины или от действующихгазопроводов. Природный газ для испытаний трубопроводов следует подавать ссоблюдением плана мероприятий по обеспечению пожарной безопасности,разрабатываемого для каждого конкретного испытания с учетом особенностейпромысла.

Испытание трубопроводана прочность и герметичность

25.15. Трубопроводынеобходимо испытывать на прочность и герметичность гидравлическим, пневматическим,или комбинированным способами.

Величину испытательныхдавлений определяют в проекте по табл. 43.

Давление прикомбинированном испытании на прочность должно быть равно в верхней точке 1,1 , а внижней точке не превышать заводского испытательного давления труб;продолжительность выдержки под этим давлением 12 ч.

Таблица 43

№	Наименование участков	Категории	Этапы испытания	Параметры испытания на прочность
п/п	трубопроводов	участков	на прочность	Давление			Продолжительность (час)
				Гидравлическим способом			гидравлическим	пневматическим
				в верхней точке (не менее)	в нижней точке	пневматическим способом	способом	способом
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Переходы через водные преграды
1.1.	Судоходные и несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки длиной	I, II	Первый этап - после сварки на стапеле или на площадке перехода целиком или отдельными плетями	1,5	(I-II)	Не испытывают	6	-
	не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта		Второй этап - после укладки перехода	1,25	(I-II)	Не испытывают	12	-
	воды		Третий этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
1.2.	Несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м в русловой части,	I, II	Первый этап - после укладки или крепления на опорах	1,25	(I-II)	1,25	12	12
	оросительные и деривационные каналы		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода
1.3.	Горные потоки (реки) - при подземной прокладке; Поймы рек по горизонту высоких вод 10% обеспеченности Участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10% обеспеченности	II	То же	1,25	(I-II)	1,25	12	12
2.	Переходы через болота
2.1.	Тип I, II, III	II, III	Одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
2.2.	Тип III	I, II	Первый этап - после укладки в проектном положении	1,25	(I-II)	1,25	12	12
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
3.	Переходы через железные и автомобильные дороги
3.1.	Железные дороги колеи 1500 мм общей сети (на перегонах), включая участки по обе стороны дороги длиной 65 м каждый	II	Первый этап - после укладки	1,5	(II)	Не испытывают	6	-
	от осей крайних путей, но не менее 50 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
3.2.	Железные дороги промышленных предприятий колеи	II	Первый этап - после укладки	1,5	(II)	Не испытывают	6	-
	1520 мм (внешние, внутренние железнодорожные пути), включая участки по обе стороны дороги длиной 50 м каждый от осей крайних путей		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
3.3.	Автомобильные дороги общего пользования I-а,	II	Первый этап - после укладки	1,5	(II)	Не испытывают	6	-
	I-б, II, III категорий и подъездные автомобильные дороги промышленных предприятий I-б, II, III категорий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги		Второй этап - одновременно с прилегающими участками	1,1	(II-III)	1,1	12	12
3.4.	Автомобильные дороги общего пользования IV, V, категорий,	II	Первый этап - после укладки	1,5	(II)	Не испытывают	6	-
	внутренние межплощадочные автодороги промышленных предприятий, III-в категории, лесовозные дороги I-л, II-л, III-л, IV-л категорий, внутрихозяйственные автодороги I-с категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги		Второй этап - одновременно с прилегающими участками	1,1	(II-III)	1,1	12	12
4.	Трубопроводы на полках в горной местности	II	Первый этап - до укладки или крепление на опорах	1,5	(II)	Не испытывают	6	-
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
5.	Трубопроводы, прокладываемые в слабо связанных барханных песках в условиях пустынь	II	Одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
6.	Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям	I, II	Одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
6.1.	Хлопковых и рисовых плантаций
6.2.	Прочих сельскохозяйственных культур
7.	Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты	II	Одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
8.	Узлы запуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов по	II	Первый этап - после укладки и засыпки или крепления на опорах	1,25	(II)	Не испытывают	12	-
	100 м, примыкающие к ним		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
9.	Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами,	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,5	(II)	Не испытывают	6	-
	нефтепроводами, нефтегазопроводами, конденсатопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
10.	Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям	II	То же	То же	То же	То же	То же	То же
11.	Переходы через овраги, балки, рвы	II	Одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
12.	Нефтепроводы, нефтегазопроводы, конденсатопроводы, выкидные трубопроводы нефтяных скважин, прокладываемые параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,25	(II)	Не испытывают	12	-
	другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а также выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до: 300 м - при диаметре труб 700 мм и менее 500 м - при диаметре труб до 1000 мм включительно; 1000 м - при диаметре труб более 1000 мм		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
13.	Трубопроводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ в пределах 250 м от ограждения	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,5	(II)	Не испытывают	12	-
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,25	(II-III)	Не испытывают	12	-
14 .	Узлы линейной запорной арматуры	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,25	(II)	Не испытывают	6	-
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
15.	Участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,25	(II)	Не испытывают	12	-
	м от ограждения		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
16.	Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов	II	Одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,25	(II-III)	Не испытывают	12	-
17.	Узлы подключения трубопроводов к межпромысловому коллектору и примыкающие к ним	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,5	(II)	Не испытывают	12	-
	участки длиной не менее 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла и участки между охранными кранами УКПГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ		Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
18.	Пересечения с воздушными линиями электропередачи высокого напряжения	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,5	(II)	Не испытывают	6	-
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
19.	Трубопроводы, прокладываемые по морской эстакаде	II	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,25	(II)	Не испытывают	12	-
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
20.	Трубопроводы ввода-вывода, транзитные трубопроводы	I	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,5	(I)	Не испытывают	12	-
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
21.	Трубопроводы обвязки куста скважин	I	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	1,25	(I)	1,25	12	12
			Второй этап - одновременно с прилегающими участками трубопровода	1,1	(II-III)	1,1	12	12
22.	Прочие трубопроводы и их участки, кроме указанных	III	В один этап одновременно со всем трубопроводом	1,1	(III)	1,1	12	12

25.16. Проверку нагерметичность участка или трубопровода в целом производят после испытания напрочность и путем снижения испытательного давления до максимального рабочего ()(принимаемого по проекту) и его выдержки в течение времени, необходимого дляосмотра трассы, но не менее 12 ч.

25.17. При температуреокружающей среды трубопровода ниже 0 °С допускается (при наличиитеплотехнического расчета, выполненного проектной организацией) проведениегидравлического испытания подогретой водой от теплообменников,водоподогревательных установок, коммуникаций горячего водоснабжения и т.п. илижидкостями с температурой замерзания ниже температуры окружающей среды.

25.18. Длягидравлического испытания могут быть использованы подземные воды из сеноманскихили других геологических горизонтов, имеющие пониженную температуру замерзания,с добавлением при необходимости ингибиторов коррозии. Для трубопроводовдиаметром до 219 мм при отрицательных температурах используются жидкости,имеющие пониженную температуру замерзания (антифризы). Использованный антифризследует утилизировать.

25.19. В условияхотрицательных температур проведения гидравлических испытаний водой должнапредусматриваться возможность быстрого удаления из трубопровода опрессовочнойводы с помощью заранее установленных поршней-разделителей, перемещающихся поддавлением воздуха или газа.

25.20. Технологическиеузлы (крановые узлы, узлы задвижек, узлы сбора и распределения газа и нефти)подвергаются предварительному гидравлическому испытанию.

25.21. Испытаниенадземных газопроводов на прочность и герметичность, как правило, проводитсягидравлическим способом и включает:

а) предварительныеиспытания участков повышенной категории (переходы под дорогами, водотоками,реками и т.п.) и технологических узлов (линейные крановые узлы, узлы задвижек,узлы пуска и приема средств диагностики и т.п.);

б) испытание всегоподготовленного к эксплуатации участка газопровода.

25.22. Предварительноеиспытание переходов и узлов проводится сразу же после окончания работ на этихучастках.

25.23. Предварительноеиспытание технологических узлов зимой осуществляется гидравлическим способомнезамерзающей жидкостью. Предварительное испытание узлов, помимо проверки напрочность, должно включать проверку на герметичность импульсных и других трубок,резьбовых соединений.

25.24. Припредварительном испытании узлов гидравлическим способом должны выполнятьсямероприятия по удалению и сбору испытательной жидкости без ее выброса вокружающую среду.

25.25. Гидравлическоеиспытание надземного газопровода целесообразно осуществлять в периодположительных температур воздуха. В противном случае должны быть предусмотренымероприятия, позволяющие провести гидравлические испытания при отрицательныхтемпературах, исключающих замерзание испытательной жидкости.

25.26. При испытаниисистем трубопроводов должны быть предусмотрены организационно-технологическиесхемы, обеспечивающие последовательное испытание участков с многократнымиспользованием испытательной среды.

25.27. При многониточнойпрокладке промысловых трубопроводов допускается их одновременное испытаниегидравлическим или пневматическим способом.

25.28. Промысловыетрубопроводы для транспортировки сероводородсодержащего природного газа илигазового конденсата подлежат осушке.

25.29. Испытаниенадземного трубопровода на прочность и проверку на герметичность следуетпроизводить после полной готовности участка трубопровода:

закрепления трубопроводана опорах;

заделки стыков(противокоррозионная и теплоизоляция);

установки арматуры иприборов (кроме 1-го этапа испытаний трубопроводов на затопляемых территориях);

удаления персонала ивывозки техники из опасной зоны на расстояния, равные установленным отнадземного трубопровода до строений (п. 4.6);

обеспечения постояннойили временной связи.

25.30. Давление припневматическом испытании на прочность трубопровода как на первом, так и навтором этапе должно быть равно 1,1, а продолжительность выдержкипод этим давлением - 12 ч.

25.31. Заполнениетрубопровода воздухом или природным газом производится с осмотром трассы придавлении, равном 0,3 от испытательного на прочность, но не выше 2 МПа (20кгс/см²).

25.32. В процессезакачки в природный газ или воздух следует добавлять одорант, что облегчаетпоследующий поиск утечек в трубопроводе. Для этого на узлах подключения кисточникам газа или воздуха необходимо монтировать установки для дозированияодоранта. Рекомендуемая норма одоризации этилмеркаптаном - 50-80 г/1000 м³газа или воздуха.

25.33. Если при осмотретрассы или в процессе подъема давления будет обнаружена утечка, то подачувоздуха, газа или жидкости в трубопровод следует немедленно прекратить, послечего должна быть установлена возможность и целесообразность дальнейшего проведенияиспытаний.

25.34. Осмотр трассы приувеличении давления от 0,3 до и в течение временииспытания на прочность запрещается.

25.35. После окончанияиспытания трубопровода на прочность давление необходимо снизить до проектногорабочего и только после этого выполнить контрольный осмотр трассы для проверкина герметичность.

25.36. При испытаниитрубопроводов на прочность и их проверке на герметичность места утечекнеобходимо определять следующими методами:

визуальным;

акустическим;

по запаху;

по падению давления наиспытываемом участке;

газоаналитическим(течеискателями горючих газов).

25.37. Трубопроводсчитается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, еслиза время испытания трубопровода на прочность он не разрушился, а при проверкена герметичность давление осталось неизменным и не было обнаружено утечек.

25.38. Удаление водыпосле испытаний предусматривается в обязательном порядке только длягазопроводов; способ удаления должен указываться в проекте.

25.39. Контроль задвижением по трубопроводу поршней-разделителей должен осуществляться попоказаниям манометров, измеряющих давление в узлах их пуска-приема, или с помощьюмеханических сигнализаторов.

26. МОНТАЖ СРЕДСТВЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

26.1. Сооружение средствэлектрохимической защиты (ЭХЗ) трубопроводов следует осуществлять всоответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 и ВСН 009-88/Миннефтегазстрой"Строительство магистральных трубопроводов и промысловых трубопроводов.Средства и установки электрохимзащиты", а также с соблюдением требований кмонтажу отдельных видов оборудования и технической документациизаводов-изготовителей.

26.2. Работы посооружению средств электрохимической защиты необходимо проводить в два этапа.

На первом этапенеобходимо выполнять следующие работы:

разметку трассы ЛЭП икабелей, подготовку строительной площадки;

разработку грунта подмонтаж оборудования и токопроводящих линий;

прокладку подземныхкабелей;

монтаж катодных выводовот перемычек и узлов токоотводов на трубопроводах;

монтажконтрольно-измерительных пунктов (КИП);

установку или закладку всооружаемые фундаменты несущих опорных конструкций, подставок, рам для монтажаоборудования.

26.3. Работы первогоэтапа следует вести одновременно с основными работами по линейной частитрубопроводов.

На втором этапенеобходимо осуществлять работы по установке оборудования, подключению к немуэлектрических кабелей и проводов, а также индивидуальное опробованиеэлектрических коммуникаций и установочного оборудования.

Работы второго этападолжны быть выполнены после окончания основных видов строительных работ иодновременно с работами специализированных монтажных организаций,осуществляющих опробование установок электрохимической защиты по основномуграфику.

26.4. На вечномерзлыхгрунтах при расположении нижней границы вечной мерзлоты не глубже 10 мприменяются свайные анодные заземлители, соединение которых в единуюэлектрическую цепь осуществляют воздушной линией электропередачи; прирасположении нижней границы вечной мерзлоты ниже 200 м выполняют таликовоеглубинное анодное заземление с применением солевой обработки мерзлых грунтов ирастепления.

Во всех остальныхслучаях применяют обычные глубинные заземлители, и технология их монтажа должнаотвечать требованиям ВСН 009-88.

26.5. После окончаниямонтажа анодного заземления проверяют его сопротивление, величина которогопредусматривается проектом.

При талых грунтах наповерхности земли сопротивление заземления необходимо измерять потрехэлектродной схеме. Если грунты на поверхности земли мерзлые, сопротивлениезаземлителей оценивают по данным измерений сопротивления цепи"заземлитель-трубопровод" или цепи"заземлитель-заземлитель".

26.6. Протяженныепротекторы можно укладывать в одну траншею с трубопроводом с помощьюспециального устройства, оборудованного стойками для барабана с намотанным нанего протектором и направляющей кассетой. Барабан с пpoтeктоpом допускаетсяподвешивать к крюку трубоукладчика. Протектор укладывают после опускатрубопровода в траншею.

Засыпку уложенногопротектора производят грунтом, не содержащим крупных и мерзлых включенийразмером более 50 мм.

26.7. Протекторподсоединяют к трубопроводу через контрольно-измерительные пункты, с помощьюкоторых проверяют качество монтажа и эффективность защиты от коррозии, путемизмерения электродного потенциала протектора, сопротивления цепи"протектор-трубопровод" и разность потенциалов"протектор-трубопровод". Измерения выполняют не менее чем через двенедели после засыпки трубопровода.

26.8. При строительствемногониточной системы трубопроводов средства защиты на первых нитках вводятсяпо пусковому комплексу, обеспечивающему электрохимическую защиту до вводасредств защиты очередной нитки. Пусковой комплекс должен включать установкикатодной защиты, сооружаемые в пределах до 10 км от компрессорных или насосныхстанций, и автономные средства защиты между этими установками.

26.9. Электрохимическуюзащиту очередных ниток трубопроводов допускается осуществлять с помощьюполяризованных электрических перемычек в точках дренажа ранее установленныхсредств защиты.

27. ВЫПОЛНЕНИЕПРИРОДООХРАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

27.1. При производствевсех видов работ необходимо выполнять природоохранные мероприятия,предусмотренные проектом и ВСН 014-89/Миннефтегазстрой.

27.2. При разработке ПОСи ППР в части мероприятий по охране окружающей среды необходимо предусматриватьвыполнение требований действующих законов Российской Федерации и ПостановленийПравительства Российской Федерации, а также решений местных органов власти поохране природы и рациональному использованию природных ресурсов в регионе.

27.3. При вырубке леса вполосе отвода в составе подготовительных работ следует обеспечить захоронениепорубочных остатков в местах, удаленных от водоемов на 500 м и более, или ихутилизацию.

27.4. Не разрешаетсябрать гравий и песок для строительных целей со дна рек, ручьев, озер в местах,не предусмотренных проектом или не согласованных в установленном порядке.

Не разрешаетсяиспользование плодородного слоя грунта на подсыпки, присыпки, перемычки идругие цели кроме как для рекультивации земель.

27.5. На вечномерзлыхгрунтах трассовые строительно-монтажные работы должны выполнятьсяпреимущественно в зимний строительный сезон при промерзании деятельного слоя наглубину не менее 0,6 м, обеспечивающую устойчивую работу строительной техники.

27.6. На строительнойполосе с целью предохранения мохорастительного покрова от нарушенияперемещающимися строительными машинами необходимо снего-ледяное покрытие(технологические проезды) поддерживать в исправном состоянии в течение всегосрока эксплуатации.

27.7. При прокладкетрубопроводов следует сохранять температурный и влажностный режим вечномерзлыхгрунтов, в грунтах с высокой льдистостью не допускается ведение земляных работметодами, использующими термическое воздействие на грунты.

27.8. Для снижениявредных техногенных воздействий на окружающую среду при ведении земляных работследует максимально использовать роторные траншейные экскаваторы,обеспечивающие разработку узких траншей с вертикальными стенками.

27.9. Для предотвращенияэрозионных процессов при прокладке трубопровода следует обеспечить сохранениеестественной сети местного стока воды, а в случае его нарушения производитьвосстановление стока.

27.10. Дляпредотвращения развития эрозии в траншеях на уклонах, крутизна которых более3°, следует устраивать перемычки из слабофильтрующего грунта, препятствующиетечению воды вдоль траншеи и возникновению эрозионного выноса.

27.11. После засыпкиуложенного трубопровода следует выполнять техническую рекультивацию, включающуюследующие виды работ: формирование по строительной полосе слоя плодороднойпочвы, уборку строительного мусора, остатков труб, строительных и горюче-смазочныхматериалов, проведение противоэрозионных мероприятий.

27.12. Времяпроизводства взрывных и земляных работ при устройстве траншей на подводныхпереходах на каждом отдельном переходе необходимо согласовывать с местнымиорганами рыбоохраны и органами охраны окружающей среды.

Запрещается производствовзрывных и земляных работ при устройстве подводных траншей на переходахтрубопровода через реки в период нереста и нагула рыбы.

27.13. При обустройствевременных передвижных городков строителей вблизи рек и водоемов, в лесныхмассивах следует предусматривать места захоронения бытовых отходов, мойки длямашин и механизмов с нефтеловушками, противопожарные мероприятия. Следуетисключить попадание неочищенных жидких стоков в реки и водоемы.

При перебазировкестроительных городков должна быть проведена техническая рекультивация всейтерритории городка, уборка мусора и захоронение строительных остатков и бытовыхотходов.

В заросших песках работыследует производить по возможности с минимальным нарушением растительного покрова.

28. ПРИЕМКА ВЭКСПЛУАТАЦИЮ ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ТРУБОПРОВОДОВ

28.1. Приемку вэксплуатацию законченных строительством трубопроводов необходимо производить всоответствии с требованиями СНиП 3.01.04-87.

28.2. Приемка вэксплуатацию трубопроводов запрещается, если не полностью (согласно проекту)закончены строительством сопутствующие объекты, обеспечивающие безопасностьлюдей, защиту окружающей среды и пожарную безопасность.

28.3. Приемку вэксплуатацию шлейфовых трубопроводов производят вместе с ингибиторопроводами идругими установками, предназначенными для защиты металла труб и арматуры откоррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

28.4. ЕслиГосударственной приемочной комиссии предъявляются для приемки одновременнонесколько трубопроводов, проложенных между одними и теми же площадкамисооружений, то техническая документация для приемки может быть оформленаединая, как для одного объекта с оформлением актов на скрытые работы длякаждого трубопровода.

28.5. Приемка в эксплуатациютрубопроводов производится после окончания строительства в соответствии спроектом, устранения недоделок и начала перекачки продукта по трубопроводу.

28.6. Если послеокончания строительства в течение длительного времени (более 3 месяцев) неначинается эксплуатация объекта, то должна производиться консервациятрубопроводов.

Консервацияосуществляется по участкам между закрытыми линейными кранами.

Консервация заключаетсяв подключении к трубопроводу ЭХЗ, в заполнении полости трубопровода сухимгазом, поднятии его давления до уровня не ниже 1,2 МПа и выдержки под этимдавлением до момента начала эксплуатации объекта. В течение консервационногопериода должно контролироваться давление газа в трубопроводе с цельюопределения его герметичности.

Производствопусконаладочных работ

28.7. Пусконаладочныеработы выполняются с целью обеспечения пропуска по трубопроводу первой партиитранспортируемой среды, предусмотренной проектом. К пусконаладочным работамотносится комплекс работ, выполняемых в период проведения индивидуальныхиспытаний и опробования отдельных узлов и оборудования (трубопроводов, крановыхузлов, задвижек, узлов сбора продуктов скважин, электрооборудования попутногоподогрева, установок ЭХЗ и т.п.).

28.8. До началаиндивидуальных испытаний производятся пусконаладочные работы поэлектротехническим устройствам, автоматизированным системам управления,контрольно-измерительным приборам и др., выполнение которых обеспечиваетпроведение индивидуальных испытаний узлов и оборудования.

28.9. Индивидуальныеиспытания и приемка производятся для подготовки отдельных элементовтрубопровода к приемке рабочей комиссией для комплексного опробования.

28.10. Комплексноеопробование включает пусконаладочные работы, выполняемые после производстваиндивидуальных испытаний и их приемки рабочей комиссией, связанные скомплексным опробованием всего трубопровода до приемки объекта в эксплуатациюгосударственной приемочной комиссией.

28.11. Индивидуальныеиспытания проводятся согласно требованиям СНиП или инструкциям по производствусоответствующего вида монтажных работ и ТУ предприятий - изготовителейоборудования и конструкций.

28.12. Объем и порядоквыполнения работ по комплексному опробованию узлов и оборудования, количествонеобходимого эксплуатационного персонала, топливо-энергетических ресурсов,материалов, сырья определяются отраслевыми правилами приемки в эксплуатацию объектов.

28.13. Комплексноеопробование осуществляется эксплуатационным персоналом заказчика с участиеминженерно-технических работников генерального подрядчика, проектных исубподрядных монтажных организаций, а при необходимости - и персоналапредприятий - изготовителей оборудования.

Приложение 1

Справочное

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕННЫЕНАЗВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ

ОБЪЕКТОВ, ПРИВЕДЕННЫХ ВНАСТОЯЩИХ НОРМАХ

УКПГ	- установка комплексной подготовки газа;
УППГ	- установка предварительной подготовки газа;
КС ПХГ	- компрессорная станция подземного хранилища газа;
ГС	- головные сооружения;
ДКС	- дожимная компрессорная станция;
КС	- компрессорная станция;
СГ	- склад горючего;
НС	- насосная станция;
ПХГ	- подземное хранилище газа;
ГПЗ	- газоперерабатывающий завод;
ЦПС	- центральный пункт сбора;
ПС	- пункт сбора;
ДНС	- дожимная насосная станция;
ГРС	- газовая распределительная станция;
АГРС	- автоматизированная газораспределительная станция;
КНС	- кустовая насосная станция;
ВРП	- водораспределительный пункт;
ЗУ	- замерная установка;
СУ	- сепарационная установка;
ПАД	- промысловая автомобильная дорога.

Приложение 2

Обязательное

БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯВЕЛИЧИН

	- расчетная несущая способность анкерного устройства (Н);
	- модуль упругости материала трубопровода (МПа);
	- расчетная несущая способность анкера (Н);
	- продольное критическое усилие (Н);
	- расчетное сопротивление при определении испытательного давления (МПа);
	- нормативные сопротивления материала труб и соединительных деталей соответственно по временному сопротивлению и пределу текучести (МПа);
	- эквивалентное продольное осевое усилие (Н);
	- преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива (сек);
	- сейсмическое ускорение (м/сек²);
	- скорость распространения сейсмической волны (м/сек);
	- максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость (см);
	- наружный диаметр труб и соединительных деталей (см);
	- наружный диаметр соответственно магистральной части и ответвления тройникового соединения (см);
	- количество анкеров в одном анкерном устройстве;
	- коэффициент степени ответственности трубопровода;
	- коэффициент повторяемости землетрясений;
	- коэффициент защемления трубопровода в грунте;
	- рабочее (нормативное) давление транспортируемой среды (МПа);
	- испытательное давление (МПа);
	- радиус кривизны гнутого отвода (см);
	- расчетная толщина стенки труб и соединительных деталей (см);
	- номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей (см);
	- минимальная толщина стенки труб и соединительных деталей (см);
	- толщина изоляционного покрытия трубопровода (см);
	- нормативная ветровая нагрузка на единицу длины надземного трубопровода (Н/м);
	- коэффициент надежности устойчивого положения;
	- объемный вес жидкой среды (Н/м³);
	- коэффициент условий работы трубопровода;
	- коэффициент условий работы анкерного устройства;
	- коэффициент надежности по нагрузке;
	- коэффициент надежности по материалу труб и соединительных деталей;
	- коэффициент надежности анкера;
	- коэффициент надежности по назначению трубопровода;
	- коэффициент условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты;
	- нормативная нагрузка от веса транспортируемой среды (жидкой, газообразной) (Н/м);
	- нормативная нагрузка соответственно снеговая и гололедная (Н/м);
	- коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей;
	- кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления (МПа);
	- продольное фибровое напряжение от расчетных нагрузок (МПа).

Приложение 3

Справочное

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Арматура запорная	- равнопроходные краны, задвижки и обратные клапаны, устанавливаемые на трубопроводах, отдельных его участках и ответвлениях;
Байпас (обвязка линейной арматуры)	- устройство для обеспечения возможности перепуска газа при закрытой запорной арматуре;
Балластировка трубопровода	- установка на трубопроводе устройств, обеспечивающих его проектное положение на обводненных участках трассы;
Вмятина	- локальная вогнутость на теле трубы;
Гофры	- чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости на теле труб;
Диаметр условный	- установленный нормативами ряд чисел, каждому из которых соответствует фактический диаметр трубы (например: условный - 1400 мм - фактический - 1420 мм);
Давление рабочее (нормативное)	- величина внутреннего давления в трубопроводе, устанавливаемая проектом;
Детали соединительные трубопровода	- элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра и др. (отвод, тройник, переход и др.);
Заглубление трубопровода	- расстояние от верха трубы до поверхности земли; при наличии балласта - расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции;
Защита катодная	- устройства, обеспечивающие непрерывно во времени отрицательные поляризационные потенциалы по всей внешней поверхности подземных трубопроводов;
Задел технологический	- линейное опережение (в единицах длины) предыдущей технологической операции, необходимое для выполнения последующей технологической операции;
Задир	- удлиненный поверхностный дефект, вызываемый механическим снятием металла, приводящий к уменьшению толщины стенки;
Захлест	- кольцевой стык, соединяющий плети после их укладки в проектное положение, балластировки и засыпки;
Катушка	- отрезок трубы (патрубок), ввариваемый в трубопровод с помощью двух кольцевых стыков;
Категория трубопровода (участка)	- показатель, требующий для рассматриваемого трубопровода (участка) выполнения определенных условий по прочности, объему неразрушающего контроля и величине испытательного давления;
Конденсатосборник	- устройство, устанавливаемое на газопроводах для сбора конденсата;
Компенсатор	- придание участку трубопровода определенной конструкции, обладающей повышенной податливостью, для восприятия температурных перемещений трубопровода;
Кран охранный	- запорная арматура, устанавливаемая на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений;
Лупинг	- трубопровод, проложенный параллельно основному на части его протяженности и соединенный с ним перемычками;
Нагрузка	- нормативная - воздействие на трубопровод, регламентируемое соответствующими нормативными документами или проектом;
	- расчетная - нормативная, умноженная на соответствующий коэффициент надежности по нагрузке;
Ответвление	- отвод части транспортируемого продукта в сторону от основного направления трубопровода; присоединяется к трубопроводу посредством тройникового соединения;
Охранная зона	- контролируемая полоса местности или водного пространства вдоль трассы трубопровода, устанавливаемая на период его эксплуатации, с целью предупреждения возможного вредного воздействия на трубопровод;
Переход	- подводный - участок трубопровода, прокладываемый под руслом реки, канала, озера и т.д.; - воздушный - участок трубопровода, прокладываемый над рекой, каналом, оврагом, жел- и автодорогами и т.д.; - через жел- и автодороги - участок трубопровода, прокладываемый под железной и автомобильной дорогой;
Плеть трубная	- часть трубопровода, состоящая из сваренных встык секций;
Прокладка	- подземная - расположение трубопровода ниже поверхности земли; - наземная - расположение трубопровода на поверхности земли (в насыпи); - надземная - расположение трубопровода над поверхностью земли;
Покрытие защитное	- конструкция, изолирующая всю наружную поверхность трубопровода от внешней среды;
Протектор	- гальванический электрод, собственный электрохимический потенциал которого более отрицателен, чем у трубной стали, используемый как автономное средство электрохимической защиты;
Потенциал защитный	- разность потенциалов между сооружением и окружающей средой (поляризационных или суммарных), при которой остаточная скорость коррозии этого сооружения при действии электрохимической защиты является практически безопасной;
Препятствия	- естественные - реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки; - искусственные - железные и автомобильные дороги, линии электропередач, различные пересекаемые трубопроводы;
Полка	- строительная полоса на косогорах, устраиваемая путем срезки или подсыпки грунта;
Разрыв технологический	- участок между несоединенными частями одного трубопровода (где плети не соединены между собой), обеспечивающий продольную и поперечную податливость прилегающих концов плетей при монтаже и укладке в проектное положение;
Секция трубная	- трубный участок, состоящий из сваренных встык нескольких труб. Секции бывают 2, 3 и 4 трубные;
Стык	- гарантийный - кольцевой стык, свариваемый по специальной технологии и не подвергающийся испытанию внутренним давлением; - замыкающий - кольцевой стык, соединяющий участки трубопровода при заданной температуре;
Свеча продувочная	- устройство для опорожнения участка газопровода между запорной арматурой;
Схема расчетная	- условное изображение конструкции трубопроводов, принимаемое для выполнения расчетов на прочность;
Трубопровод внутриплощадочный товарного продукта	- трубопровод в пределах рассматриваемого объекта, транспортирующий продукт, подготавливаемый к дальнему транспорту;
Трубопровод промысловый (трубопровод)	- трубопровод с устройствами на нем для транспорта газообразных и жидких продуктов под действием напора (разности давлений) от скважин до места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции;
Трасса трубопровода	- положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекциями в горизонтальной и вертикальной плоскостях;
Траншея	- временное земляное сооружение в виде выемки, для подземной прокладки трубопроводов;
Толщина стенки	- номинальная - указанная в ГОСТах, ТУ и спецификациях на трубы; - расчетная - определяемая расчетом на прочность; - минимальная - номинальная минус допуск на толщину стенки трубы;
Талик	- участок талого грунта трассы трубопровода, расположенный между участками трассы, проходящими в вечномерзлом грунте;
Участок трубопровода	- часть трубопровода, характеризующаяся одинаковостью конструкции и природных условий;
Узел пуска и приема очистных, разделительных и диагностических устройств	- устройство, устанавливаемое на трубопроводе для введения и вывода из него очистных, разделительных и диагностических устройств без остановки транспорта продукта;
Утечка	- потеря транспортируемого продукта через несплошности в соединениях (фланцы, краны и др.) или через несплошности в теле трубы (трещины, коррозионные повреждения и т.п.);
Футеровка	- приспособление для защиты изоляционного покрытия от механических повреждений;
Факел для сжигания газа	- сооружение для отведения газа, сжигаемого согласно технологическому регламенту эксплуатации, от зданий и сооружений на безопасное расстояние;
Футляр защитный	- сооружение, воспринимающее нагрузки от подвижного состава железных и автомобильных дорог при пересечении их трубопроводами и предохраняющее железные и автомобильные дороги от попадания на них транспортируемых продуктов в случае их утечек;
Ширина отвода земли	- ширина полосы на трассе трубопровода, отведенная для производства строительно-монтажных и транспортных работ на период строительства. Полоса состоит из трех зон - зоны земляных работ, зоны монтажных работ и зоны транспортных работ (зона обгона).

Приложение 4

Справочное

Перечень

действующих нормативныхдокументов, рекомендуемых к использованию при проектировании и строительствепромысловых трубопроводов

СНиП 1.02.07-87	Инженерные изыскания для строительства;
СНиП 1.06.06-85	Положение об авторском надзоре проектных организаций за строительством предприятий, зданий и сооружений;
СНиП 2.03.11-85	Защита строительных конструкций от коррозии;
СНиП 2.04.02-84*	Водоснабжение. Наружные сети и сооружения;
СНиП 2.05.06-85*	Магистральные трубопроводы;
СНиП II-89-80*	Генеральные планы промышленных предприятий;
СНиП 2.02.04-88	Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах;
СНиП 2.02.01-83*	Основания зданий и сооружений;
СНиП 2.01.07-85	Нагрузки и воздействия;
СНиП II-7-81*	Строительство в сейсмических районах;
СНиП 2.05.03-84	Мосты и трубы;
СНиП II-23-81*	Стальные конструкции;
СНиП 2.04.14-88	Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов;
СНиП 2.01.01-82	Строительная климатология и геофизика;
СНиП 2.04.07-86*	Тепловые сети;
СНиП 2.02.03-85	Свайные фундаменты;
СНиП III-42-80*	Магистральные трубопроводы;
СНиП 3.04.03-85	Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии;
СНиП 3.01.04-87	Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения;
СНиП 3.01.01-85*	Организация строительного производства;
СНиП III-4-80*	Техника безопасности в строительстве;
СНиП 3.02.01-87	Земляные сооружения, основания и фундаменты;
СНиП 3.05.03-85	Тепловые сети;
СНиП 11-01-95	Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений;
СНиП 32-03-96	Аэродромы;
СН 452-73	Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов;
СП 11-01-95	Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений;
ВНТП 3-85	Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений;
ВСН 51-3-85 ВСН 51-2.38-85	Проектирование промысловых стальных трубопроводов;
ВСН 005-88 (Миннефтегазстрой)	Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация;
ВСН 006-89 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка;
ВСН 008-88 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция;
ВСН 007-88 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка;
ВСН 009-88 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства установки электрохимической защиты;
ВСН 011-88 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание;
ВСН 012-88 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ;
РД 39-132-94	Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов;
ГОСТ 9454-78	Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах;
ГОСТ 6996-66	Сварные соединения. Методы определения механических свойств;
ВСН-004-88 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация.
ВСН-014-89 (Миннефтегазстрой)	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды.
ГОСТ 12821-80	Фланцы стальные приварные встык на от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см²). Конструкция и размеры;
ГОСТ 9544-93	Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов;
ГОСТ 9466-75	Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия;
ГОСТ 9467-75	Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы;
ГОСТ 9087-81	Флюсы сварочные плавленые. Технические условия;
ГОСТ 2246-70	Проволока стальная сварочная. Технические условия;
ГОСТ 8050-85	Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия;
ГОСТ 10157-79	Аргон газообразный и жидкий. Технические условия;
ГОСТ 5583-78	Кислород газообразный технический и медицинский. Технические условия;
ГОСТ 11262-80	Пластмассы. Метод испытания на растяжение;
ГОСТ 14236-81	Пленки полимерные. Метод испытания на растяжение;
ГОСТ 18299-72	Материалы лакокрасочные. Метод определения предела прочности при растяжении, относительного удлинения при разрыве и модуля упругости;
ГОСТ 16783-71	Пластмассы. Метод определения температуры хрупкости при сдавливании образца, сложенного петлей;
ГОСТ 2678-94	Материалы рулонные кровельные и гидроизоляционные. Методы испытаний;
ГОСТ 13518-68	Пластмассы. Метод определения стойкости полиэтилена к растрескиванию под напряжением;
ГОСТ 16337-77	Полиэтилен высокого давления. Технические условия;
ГОСТ 411-77	Резина и клей. Методы определения прочности связи с металлом при отслаивании;
ГОСТ 15140-78	Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии;
ГОСТ 25812-83	Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;
ГОСТ 14759-69	Клеи. Метод определения прочности при сдвиге;
ГОСТ 4650-80	Пластмассы. Методы определения водопоглощения;
ГОСТ 25820-83	Бетоны легкие. Технические условия;
ГОСТ 9238-83	Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм;
ГОСТ 30416-96	Грунты. Лабораторные испытания. Общие положения;
ГОСТ 25100-95	Грунты. Классификация;
ГОСТ 24950-81	Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. Технические условия;
ГОСТ 4640-93	Вата минеральная. Технические условия;
ГОСТ 25225-82	Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов. Магнитографический метод;
ГОСТ 7512-82	Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод;
ГОСТ 14782-86	Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые;
ГОСТ 8273-75	Бумага оберточная. Технические условия;
ГОСТ 618-73	Фольга алюминиевая для технических целей. Технические условия;
ГОСТ 17.5.3.05-84	Охрана природы. Рекультивация земель. Общие требования к землепользованию;
ГОСТ 17.5.3.06-85	Охрана природы. Земли. Требования к определению норм снятия плодородного слоя почвы при производстве земляных работ;
ГОСТ 17.4.3.02-85	Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ;
ГОСТ 9.602-89	ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;
ГОСТ 7871-75	Проволока сварочная из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;
ГОСТ 13073-77	Проволока цинковая. Технические условия;
ГОСТ 9.402-80	Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием;
ПУЭ-85 (с изменениями)	М., 1985г. Издательство "Энергоатомнадзор".

Приложение 5

Справочное

ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ БОЛОТ НАТИПЫ

(извлечения из СНиПIII-42-80*)

Тип болота	Характеристика
Первый	Болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники, с удельным давлением 0,02-0,03 МПа (0,2-0,3 кгс/см²) или работу обычной техники с помощью щитов, сланей и дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа (0,2 кгс/см²)
Второй	Болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа (0,1 кгс/см²)
Третий	Болота, заполненные растекающимися торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕХАРАКТЕРИСТИКИ

3. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО УРОВНЯНАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССАМТРУБОПРОВОДОВ

6. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ КТРУБОПРОВОДАМ

7. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ ИУСТОЙЧИВОСТЬ

Рис. 1. График для определения значенийкоэффициента

Рис. 2. График для определения значенийкоэффициента

9. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

11. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКАСТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ

12. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ

13. СТРОИТЕЛЬСТВО ВРЕМЕННЫХ ДОРОГ ИТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЕЗДОВ

Рис. 3. Дорожная одежда для временныхдорог и технологических проездов, прокладываемых на болотах

14. ТРАНСПОРТИРОВКА И СКЛАДИРОВАНИЕ ТРУБ

15. СВАРКА ТРУБОПРОВОДОВ

Рис. 4. Формы подготовленных кромок

Рис. 5. Регламентируемые вариантыобработки торцов стыкуемых разнотолщинных элементов

16. КОНТРОЛЬ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

17. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

18. ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ И КОНТРОЛЬКАЧЕСТВА

19. ТЕХНОЛОГИЯ НАНЕСЕНИЯТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ В БАЗОВЫХ УСЛОВИЯХ

20. УСТАНОВКА СВАЙНЫХ ОПОР

21. МОНТАЖ НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

22. ТЕХНОЛОГИЯ УКЛАДКИ НАДЗЕМНОГОТРУБОПРОВОДА

Рис. 6. Схема монтажа опорных ложементовсо смещениями на ригелях подвижных опор

Рис. 7. Схема монтажа вылета компенсаторасо смещениями на ригелях опор

23. УКЛАДКА ПОДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА

Рис. 8. Укладка трубопроводапредварительно выложенного на строительной полосе с помощью трубозаглубительноймашины

24. СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДА НАПЕРЕХОДАХ

25. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЯ

26. МОНТАЖ СРЕДСТВ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙЗАЩИТЫ

27. ВЫПОЛНЕНИЕ ПРИРОДООХРАННЫХМЕРОПРИЯТИЙ

28. ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЗАКОНЧЕННЫХСТРОИТЕЛЬСТВОМ ТРУБОПРОВОДОВ

Приложение 1 (справочное). ПРИНЯТЫЕСОКРАЩЕННЫЕ НАЗВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ, ПРИВЕДЕННЫХ В НАСТОЯЩИХ НОРМАХ

Приложение 2 (обязательное). БУКВЕННЫЕОБОЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН

Приложение 3 (справочное). ТЕРМИНЫ ИОПРЕДЕЛЕНИЯ

Приложение 4 (справочное). Переченьдействующих нормативных документов, рекомендуемых к использованию припроектировании и строительстве промысловых трубопроводов

Приложение 5 (справочное). ПОДРАЗДЕЛЕНИЕБОЛОТ НА ТИПЫ

Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

СП 34-116-97Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

СП 34-116-97
Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов