На главную | База 1 | База 2 | База 3

Система нормативных документов в строительстве

Ведомственные строительные нормы

ИНСТРУКЦИЯ
по проектированию, строительству
и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

СП 34-116-97

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации (Минтопэнерго России)

Москва

1997

Предисловие

1. Разработана Всероссийским научно-исследовательским институтом по строительству трубопроводов и объектов ТЭК (АО ВНИИСТ), при участии Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ООО ВНИИГАЗ) и проектного и научно-исследовательского института "ГазНИИпроект".

2. Согласована:

Госстроем России, письмо № 13-754 от 02.12.97 г. Госгортехнадзором России, письмо № 10-03/723 от 04.12.97 г.

3. "Инструкция" разработана по заданию Департамента нефтяной и газовой промышленности и Управления координации инвестиционных программ в ТЭК по договору с Минтопэнерго России.

4. Утверждена и введена в действие с 1 апреля 1998 года приказом Минтопэнерго России от 23.12.1997 г. № 441.

5. Разработчики выражают благодарность специалистам ВНИИ ГОЧС, Газнадзора РАО "Газпром", ГП Роснефти, Гипроспецгаза, АО "Сибпроектстроя" и ВНИИПО МВД за полезные замечания и предложения, представленные по первой редакции "Инструкции ..."

Минтопэнерго России 1997 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 3

1. Область применения. 3

2. Общие положения и эксплуатационные характеристики. 4

3. Материалы и изделия. 5

Трубы и соединительные детали. 5

Сварочные материалы.. 8

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия. 9

Материалы противокоррозионных покрытий. 9

4. Обеспечение необходимого уровня надежности и безопасности. 16

5. Основные требования к трассам трубопроводов. 28

6. Конструктивные требования к трубопроводам.. 28

Размещение запорной и другой арматуры.. 29

Подземная прокладка трубопроводов. 29

Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов. 30

Надземная прокладка трубопровода. 30

Прокладка трубопроводов на вечномерзлых грунтах (вмг) 31

Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах. 32

Прокладка трубопроводов в сейсмических районах. 34

7. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные преграды.. 34

Переходы трубопроводов через водные преграды и болота. 34

Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги. 37

8. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость. 38

Нагрузки и воздействия. 38

Определение толщин стенок труб и соединительных деталей. 40

Проверка напряженного состояния и устойчивости подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов. 41

Проверка напряженного состояния и устойчивости надземных трубопроводов. 44

Проверка прочности трубопроводов при сейсмических воздействиях. 45

Определение несущей способности анкерных устройств. 46

9. Основные требования по охране окружающей среды.. 47

10. Защита трубопроводов от коррозии. 48

Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями. 49

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии. 49

Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии. 49

Тепловая изоляция. 50

11. Организационно - техническая подготовка строительства трубопроводов. 51

12. Подготовительные работы на объектах. 52

13. Строительство временных дорог и технологических проездов. 54

14. Транспортировка и складирование труб. 57

15. Сварка трубопроводов. 58

Аттестация технологии. Сварка и контроль приемочных стыков. 58

Аттестация сварщиков. Сварка допускных стыков. 61

Подготовка кромок и сборка стыков. 62

Технология сварки. 66

Сварка захлестов. 67

Вварка заплат. 68

Ремонт сварных соединений с помощью сварки. 69

16. Контроль сварных соединений. 69

Контроль сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой оплавлением.. 73

Контроль паяных соединений. 74

Контроль сварных соединений, выполненных сваркой вращающейся дугой (свд) 75

Контроль сварных соединений после их ремонта. 75

Контроль сварных соединений трубопроводов, транспортирующих сероводородосодержащие продукты.. 75

17. Земляные работы.. 76

Заготовка грунта в карьерах. 76

Разработка траншеи и подготовка дна под укладку трубопровода. 77

Засыпка трубопровода. 77

Устройство грунтовых насыпей на вечномерзлых грунтах. 79

Отсыпка дамб (насыпей) на болотах. 80

18. Изоляционные работы и контроль качества. 80

Технология трассовой изоляции трубопроводов. 80

Технология наружной изоляции труб в заводских и базовых условиях. 81

Ремонт мест повреждений изоляционных покрытий. 83

Изоляция сварных кольцевых стыков труб. 84

Контроль качества изоляционных покрытий. 85

Технология изоляции соединительных деталей и запорной арматуры.. 86

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии. 86

Технология внутренней изоляции труб в заводских (базовых) условиях. 86

19. Технология нанесения теплоизоляционных покрытий в базовых условиях. 88

20. Установка свайных опор. 90

21. Монтаж надземных трубопроводов. 91

22. Технология укладки надземного трубопровода. 94

23. Укладка подземного трубопровода. 95

Укладка методом бестраншейного заглубления. 98

24. Строительство трубопровода на переходах. 99

Переходы через дороги. 99

Подводные переходы.. 100

25. Очистка полости и испытания. 101

Очистка полости трубопровода. 101

Испытание трубопровода на прочность и герметичность. 102

26. Монтаж средств электрохимической защиты.. 110

27. Выполнение природоохранных мероприятий. 111

28. Приемка в эксплуатацию законченных строительством трубопроводов. 112

Производство пусконаладочных работ. 112

Приложение 1 Принятые сокращенные названия промысловых объектов, приведенных в настоящих нормах. 113

Приложение 2 Буквенные обозначения величин. 113

Приложение 3 Термины и определения. 114

Приложение 4 Перечень действующих нормативных документов, рекомендуемых к использованию при проектировании и строительстве промысловых трубопроводов. 116

Приложение 5 Подразделение болот на типы.. 119

ВВЕДЕНИЕ

"Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов" устанавливает технические характеристики промысловых нефтегазопроводов, обеспечивающие безопасность людей, сооружений и окружающей среды в зонах прокладки этих трубопроводов при выполнении ими основной задачи по транспорту планового количества продукта.

Достижение необходимых эксплуатационных характеристик осуществляется путем регламентации конструктивных решений, назначения системы расчетных коэффициентов, обеспечивающих необходимый уровень надежности, назначения безопасных расстояний между параллельными трубопроводами и от трубопроводов до наземных инженерных сооружений, обеспечивающих нормативный уровень риска, назначения требований к технологическим операциям сооружения трубопроводов, обеспечивающих высокое качество строительства трубопроводов в различных природных условиях при минимальном воздействии на окружающую среду и соблюдении техники безопасности, путем применения прогрессивных технологических решений.

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

СП 34-116-97

Ведомственные строительные нормы

Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

Instructions For Design, Construction and Redesign of Field Oil and Gas Pipelines

Дата введения 01.04. 1998 г.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы распространяются на проектируемые строящиеся и реконструируемые промысловые стальные трубопроводы диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

1.2. Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяются настоящие нормы:

1.2.1. Для газовых и газоконденсатных месторождений:

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

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

трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи ее в скважины для закачки в поглощающие пласты;

метанолопроводы;

1.2.2. Для нефтяных месторождений:

выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до УКПГ, УППГ или до потребителей;

нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от ПС нефти и ДНС до ЦПС;

газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;

газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;

ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.

Сокращенные названия промысловых объектов даны в справочном Приложении 1.

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

Примечание:

1. Границами промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в пределах бровки отсыпки соответствующих площадок или условной границы участка.

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

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

1.3. Настоящие нормы не распространяются на трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1 МПа) и продуктов с температурой выше 100 °С, водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

2.1. Промысловые трубопроводы могут проектироваться подземными, наземными с последующей отсыпкой насыпи или надземными на опорах. Основным видом прокладки трубопроводов должна быть подземная.

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

2.3. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

2.4. При проектировании трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, установленную на трубопроводах, необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

2.5. Трубопроводы для транспорта газа и газового конденсата газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ, а также нефтяного газа в зависимости от рабочего давления подразделяются на четыре класса:

I класс - при рабочем давлении свыше 20 МПа до 32 МПа включительно;

II класс - при рабочем давлении свыше 10 МПа до 20 МПа включительно;

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

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

2.6. Трубопроводы для транспорта нефти, нефтепродуктов и других жидких продуктов нефтяных месторождений в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

I класс - трубопроводы условным диаметром 600 мм и более;

II класс - трубопроводы условным диаметром менее 600 мм до 300 мм включительно;

III класс - трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.

2.7. Промысловые трубопроводы должны быть запроектированы и построены таким образом, чтобы была обеспечена надежная и безопасная их эксплуатация в течение всего срока службы путем выбора соответствующих исходных материалов, обеспечения необходимого уровня надежности и нормативного уровня риска, обеспечения качества строительства.

2.8. Трубопроводы нефтесбора нефтяных месторождений, а также трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений, магистрального транспорта, должны выполняться из труб, имеющих внутреннее антикоррозионное покрытие.

2.9. Основными критериальными характеристиками конструкций трубопроводов являются:

свойства исходных материалов для сооружения трубопроводов (труб, соединительных деталей, арматуры, изоляционных покрытий, теплоизоляции, балластирующих устройств и др.), которые определяются соответствием их требованиям действующих норм, ГОСТ, ТУ на эти изделия;

надежность трубопроводов при заданных условиях эксплуатации по давлению и температуре, которая определяется соответствием принятых конструктивных решений трубопроводов (толщина стенки трубопровода, глубина заложения, радиусы изгиба, пролеты при надземной прокладке, изоляционные покрытия и т.д.) требованиям действующих норм;

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

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

стабильность положения трубопровода в пространстве и во времени в течение всего срока эксплуатации. Эта эксплуатационная характеристика особенно важна для надземных прокладок трубопроводов. Здесь должно быть предусмотрено в процессе эксплуатации, проведение освидетельствования положения трубопровода на опорах, с целью восстановления, в случае необходимости, его проектного положения;

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

2.10. Гидравлический и тепловой расчеты трубопроводов осуществляются в соответствии с действующими методиками или требованиями. Список рекомендуемых методик приведен в РД 39-132-94.

3. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

3.1. Материалы и изделия, применяемые для строительства промысловых трубопроводов, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям настоящего раздела.

3.2. Применение материалов и изделий, не имеющих сопроводительного документа, подтверждающего соответствие их требованиям государственных стандартов или технических условий, не допускается.

Трубы и соединительные детали

3.3. Для промысловых трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, сварные прямошовные и спиральношовные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей, по ГОСТам и техническим условиям, утвержденным в установленном порядке с выполнением требований настоящего раздела.

Допускается применение импортных труб, соответствующих требованиям настоящего раздела.

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

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

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

Допускается зачистка поверхностных дефектов, кроме трещин, при условии, что толщина стенки после зачистки не выходит за пределы своего минимального значения.

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

3.8. Концы труб должны иметь фаску, выполненную механическим способом. Для труб номинальной толщиной стенки менее 15 мм используется фаска с углом скоса 30° и допускаемым отклонением минус 5°. Для труб номинальной толщиной стенки 15 мм и более должна быть использована фигурная форма разделки кромок.

Притупление должно быть в пределах 1-3 мм.

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

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

Таблица 1

Требования к ударной вязкости KCU и вязкой составляющей в изломе для основного металла 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 стенки до 12 мм включительно допускается определение вязкой составляющей в изломе на образцах Шарпи. Для труб условным диаметром менее 500 мм, а также для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по вязкой составляющей в изломе не предъявляются, если эти требования специально не оговорены нормативной документацией на поставку.

3.10. Ударная вязкость (KCU) для основного металла и сварных соединений труб и соединительных деталей на образцах типа 1-3 по ГОСТ 9454-78 и ГОСТ 6996-66, соответственно, должна отвечать требованиям, приведенным в табл. 2 и определенным при температуре минус 60 °С для изделий северного исполнения и минус 40 °С для изделий обычного (умеренного) исполнения. Направления и условия вырезки образцов из основного металла труб и соединительных деталей должны удовлетворять требованиям п. 3.9. Местоположение надреза на образцах со сварными соединениями устанавливается нормативной документацией на поставку.

3.11. Ударная вязкость сварных соединений для труб, выполненных дуговой сваркой, на образцах с острым надрезом (Шарпи) при температуре 0 °С должна быть не ниже 39,2 Дж/см2 (4,0 кгс×м/см2). Образцы Шарли для сварного соединения должны иметь сечение 10 ´ 10 мм для труб номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 5 ´ 10 мм2 для труб номинальной толщиной стенки 12 мм и менее. Местоположение надреза устанавливается нормативной документацией на поставку труб.

Таблица 2

Требования к ударной вязкости 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)

3.12. Сварные соединения труб и изделий должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без резких переходов, подрезов, несплавлений по кромке, непроваров, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва.

Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5-2,5 мм для труб толщиной стенки до 12 мм включительно и 0,5-3,0 мм для труб толщиной стенки свыше 12 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть в пределах 0,5-2,5 мм.

3.13. Сварные швы должны подвергаться 100 %-ному ультразвуковому контролю (УЗК) с последующей расшифровкой отсечек УЗК рентгеновским просвечиванием.

3.14. Временное сопротивление сварного соединения должно быть не менее нормативного значения временного сопротивления для основного металла труб в соответствующем направлении.

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

3.16. Свариваемость труб и приварных изделий должна определяться:

по результатам экспериментального определения качества сварных соединений, выполненных теми методами сварки, которые будут использоваться при строительстве магистральных трубопроводов;

по показателю свариваемости.

Показатель свариваемости оценивается по эквиваленту углерода Сэ или рсм металла труб и изделий, независимо от состояния поставки, по формулам:

                                   (1)

                                    (2)

где: С, Mn, Cr, Мо, V, Ti, Nb, Сu, Ni, Si и В - массовые доли (%) соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, кремния и бора в стали.

Величины Сэ и рсм не должны превышать соответственно 0,44 и 0,24.

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

Величина гидростатического давления при отсутствии осевого подпора определяется по формуле:

                                                               (3)

в которой значение Rtst принимается равным от нормативного предела текучести: 95 % в течение 20 с для сварных 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-изготовителем должна быть гарантирована возможность доведения давления гидравлического испытания при испытании трубопровода до давления, вызывающего напряженное состояние, при котором в минимально-допустимой стенке трубы Rtst равно нормативному значению предела текучести.

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

3.19. Соединительные детали трубопроводов - тройники, переходы, отводы и днища (заглушки) - должны изготавливаться в соответствии с государственными стандартами или техническими условиями, утвержденными в установленном порядке, из труб или листовой стали. Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетворять требования пп. 3.6; 3.8; 3.10; 3.12; 3.13 и 3.14.

Ударная вязкость основного металла и сварных швов должна соответствовать требованиям табл. 2.

Требования к ударной вязкости для соединительных деталей диаметром 57-219 мм или номинальной толщиной стенки менее 6 мм не регламентируются.

Для промысловых трубопроводов должны применяться следующие конструкции соединительных деталей:

тройники горячей штамповки;

тройники штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей штамповки;

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

переходы концентрические и эксцентрические штампованные и штампосварные;

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

днища (заглушки) эллиптические или сферические.

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

3.20. Конденсатосборники должны быть из труб и деталей заводского изготовления Диаметр и толщина стенок конденсатосборников определяется расчетом.

Конденсатосборники должны быть покрыты антикоррозионной изоляцией, соответствующей изоляции трубопровода на данном участке, и подвергнуты предварительному гидравлическому испытанию на давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

3.21. При изготовлении сварных соединительных деталей должна применяться многослойная сварка с обязательной подваркой корня шва деталей диаметром 300 мм и более.

После изготовления сварные соединительные детали должны быть подвергнуты термообработке.

3.22. Соединительные детали должны испытываться гидравлическим давлением, равным 1,3 рабочего давления для деталей трубопроводов категории II и III и 1,5 - для деталей трубопроводов категории I.

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

3.24. Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, а также длина этих крепежных деталей должны выбираться с учетом толщины изолирующих (диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцев изолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальной полосы размером 30 ´ 6 мм.

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

3.26. Разделка кромок присоединительных концов деталей и арматуры должна удовлетворять условиям сварки.

Сварочные материалы

3.27. Для ручной электродуговой сварки стыков промысловых трубопроводов должны применяться электроды с целлюлозным (Ц), основным (Б) и рутиловым (Р) видами покрытий по ГОСТ 9466-75 и ГОСТ 9467-75.

Выбор типа электродов должен 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 покрытая (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 неповорных 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 сварки промысловых газопроводов IV класса с нормативным значением временного сопротивления до 46 кгс/мм2 могут применяться электроды с покрытием рутилового вида - типов Э42-Р и Э46-Р по ГОСТ 9466-75.

3.28. Для автоматической сварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы по ГОСТ 9087-81 и проволоки углеродистые или легированные преимущественно с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

3.29. Аттестованные сочетания марок флюсов и проволок в зависимости от нормативного значения и временного сопротивления металла свариваемых труб выбираются в соответствии с технологической картой.

3.30. Для автоматической газоэлектрической сварки стыков труб должны применяться:

сварочная проволока с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70;

углекислый газ по ГОСТ 8050-85 (2 изменения) - (двуокись углерода газообразная);

аргон газообразный по ГОСТ 10157-79;

смесь из углекислого газа и аргона.

3.31. Для газокислородной сварки должны применяться:

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

технический ацетилен.

3.32. Для автоматической и полуавтоматической сварки стыков труб применяются самозащитные порошковые проволоки, аттестованные марки которых следует выбирать в соответствии с технологической картой.

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия

3.33. Для закрепления (балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные или кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие грузы с использованием грунта и анкерные устройства по техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

3.34. Все изделия, применяемые для закрепления трубопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.

3.35. Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготовляться в виде изделий из бетона, особо тяжелого бетона, железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м3 (для особо тяжелых бетонов - не менее 2900 кг/м3).

Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

Примечание: Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85.

3.36. Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных полуцилиндров.

3.37. Анкерные устройства должны изготавливаться из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

Материалы противокоррозионных покрытий

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

Таблица 4

Материалы для защитных покрытий

Условия нанесения покрытия1)

Номер конструкции

Конструкция (структура) защитного покрытия

Толщина защитного покрытия, мм, не менее

Максимальная температура эксплуатации

для труб диаметром (мм) не более

273

530

820

1420

1

2

3

4

5

6

7

8

1. Защитные покрытия усиленного типа

Заводское или базовое

1

Трехслойное полимерное:

2,02)

2,22)

2,52)

3,02)

333 (60)

- грунтовка на основе термореактивных смол;

- термоплавкий полимерный подслой;

- защитный слой на основе экструдированного полиолефина

Заводское или базовое

2

Двухслойно полимерное:

2,02)

2,22)

2,52)

3,02)

333 (60)

- термоплавкий полимерный подслой;

- защитный слой на основе экструдированного полиолефина;

Заводское, базовое или тpaсcoвое

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:

2,54)

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 5)

1,2

1,8

2,4

-

313 (40)

- грунтовка полимерная;

- лента изоляционная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм;

- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм

Базовое

11

Ленточное полимерное, термостойкое: 5)

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: 6)

5,0

для всех диаметров труб до 1020 мм включительно

313 (40)

- грунтовка полимерная;

- 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 или базовое

13

Мастичное:

6,0

для всех диаметров труб не более 820 мм

313 (40)

- грунтовка битумная или битумно-полимерная;

- 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 соединений, толщиной не менее 3,0 мм;

 

 

- рулонный армирующий материал;

-

-

-

-

-

- обертка защитная

Трассовое

14

Комбинированные, на основе мастики или полимерной ленты

4,0 для всех диаметром труб не более 820 мм

313 (40)

- 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 для всех диаметров труб не более 820 мм

313 (40)

- грунтовка полимерная;

- лента изоляционная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм;

- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм

Трассовое

17

Ленточное полимерное: 6)

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:  6)

3,0

3,0

3,0

3.6

313 (40)

- грунтовка битумно-полимерная;

- лента полимерно-битумное, толщиной не менее 1,5 мм в два слоя;

- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм 7)

Трассовое

20

Ленточное полимерное с вулканизирующим слоем (адгезивом) 9)

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 для всех диаметров труб не более 820 мм

303 (30)

- грунтовка полимерная или битумно-полимерная;

- 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 для всех диаметров труб не более 820 мм

303 (30)

- грунтовка битумно-полимерная;

- 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:

1) - Для сохранности покрытий заводского или базового нанесения в период транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ, складирования предусмотреть специальные меры в соответствии с НТД, исключающие механические повреждения.

2) - Толщина покрытий над усилением сварного шва 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 мм и выше.

3) - Для труб диаметром не более 426 мм допускается толщина 2,0 мм.

4) - Для труб диаметром более 114 мм допускается толщина 2,2 мм.

5) - Для труб 530 мм и более конструкция защитного покрытия состоит из 2-х слоев ленты и одного или двух слоев обертки.

6) - Данная конструкция допускается к применению на нефте- и нефтепродуктопроводах.

7) - Для труб диаметром 820 мм при пролегают трубопровода в мягких грунтах допускается применение покрытия без обертки по согласованию с заказчиком и Госгортехнадзором России.

8) - Под максимальной температурой эксплуатации понимается максимальная температура транспортируемого продукта.

9) - Для переизоляции газопроводов со сроком амортизации не более 10 лет.

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

Таблица 5

Требования к покрытиям усиленного типа

№№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Метод испытания

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

10,02)

7, 8

 

- 293 К (20 °С)

МПа

ГОСТ 14236-81

18,02)

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

10,02)

11, 18

 

- 383 К (100 °С)

МПа

ГОСТ 11262-80

8,02)

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.

%

 

253)

1, 2, 7, 8, 9, 10, 11, 15, 16, 17, 18, 20

 

4.

Температура хрупкости, не выше

К (°С)

ГОСТ 16783-71

213(-60)8)

10, 11, 15, 16, 17, 18, 20

 

5.

Морозостойкость мастичного слоя, не выше

К (°С)

ГОСТ 2678-94

253 (-20)

7, 12, 19

263 (-10)

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), для труб диаметром:

 

- от 233 К (минус 40 °С) до 313 К (40 °С)

Дж

ГОСТ 25812-83

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 до 1220 мм)

 

9.

Адгезия в нахлесте при температуре 293 К (20 °С), не менее:

Н/см

ГОСТ 25812-83

 

 

 

- ленты к ленте

7,04)

10, 11, 16, 17, 18, 19

 

 

35,0

9, 15, 20

 

- обертки к ленте

5,04)

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)

МПа/м2

ГОСТ 25812-83

0,2

12, 13

 

- 293 К (20 °С)

МПа/м2

ГОСТ 14759-69

0,1

7, 14, 19

 

- 313 К (40 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

20,0

1, 2, 9, 15, 20

 

-313К (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)

см2

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 засыпанных участках трубопровода при температуре выше 273 К (0 °С), не менее

Ом×м2

ГОСТ 25812-83

3×105

1, 2, 9, 15, 20

 

1×105

5, 7, 8, 11, 14, 16, 17, 18

 

5×104

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

%

ГОСТ 4650-80

0,5

8, 10, 11, 16, 17, 18, 20

 

Примечания:

1) - Показатели свойств замеряют при температуре 293 К (20 °С), если специально не оговорено другое.

2) - Прочности при разрыве комбинированных покрытий, лент и защитных оберток (в МПа) относят только к толщине несущей полимерной основы, без учета толщины мастичного или каучукового подклеивающего слоя. При этом прочность при разрыве, отнесенная к общей толщине ленты изоляционной должна быть не менее 50 Н/см ширины, а защитной обертки - не менее 80 Н/см ширины.

3) - Показатель применяют только для покрытий на основе полиолефинов. Для других полимеров - по соответствующим НДТ.

4) - До 01.01. 1999 г. настоящий показатель для лент допускается принимать 5 Н/см, а для оберток - 3 Н/см.

5) - По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

6) - Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более, чем в 3 раза через 10 лет и более, чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

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

8) - По согласованию с заказчиком для поливинилхлоридной (ПВХ) допускается температура хрупкости 253 К (минус 20 °С).

Таблица 6

Требования к покрытиям нормального типа

№№ п/п

Наименование показателя 1)

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

%

 

1002)

3.

Изменение относительного удлинения при разрыве ленты, обертки, после выдержки при температуре 373 К (100 °С) в воде в течение 1000 час., не более

%

ГОСТ 14236-81

102)

4.

Адгезия к стали, не менее, для покрытий:

 

 

 

- ленточных

Н/см

ГОСТ 25812-83

ГОСТ 411-77 (Метод А)

10,04)

- мастичных

МПа

ГОСТ 25812-83

0,2

5.

Грибостойкость

Балл

ГОСТ 9048-9050, 9052

23)

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

5×104

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)

см2

ASTMG-8

10

10.

Температура хранения, не выше

К (°С)

ГОСТ 16783-71

253 К (-20 °С)

Примечания:

1) - Характеристики замеряют при температуре 293 К (20 °С), если не оговаривается другое.

2) - Показатель относится к покрытиям на основе полиолефинам и ПВХ, для других полимеров согласно соответствующей НТД.

3) - По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

4) - Адгезия к стали лент на основе поливинилхлорида должна быть не менее 5 Н/см ширины.

5) - Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более, чем в 3 раза через 10 лет и более, чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

3.40. Для защиты внутренней поверхности трубопроводов применяется покрытия, приведенные в таблице 6а.

Таблица 6а

Типы внутренних защитных покрытий

Условия нанесения покрытия

Тип защитного покрытия

Кол-во слоев

Суммарная толщина покрытия m

Степень агрессивности транспортируемой среды 1)

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)

300-500

1, 2, 3, 4

1 (порошок)

Базовое

Стеклоэмалевые покрытия:

 

 

 

- безгрунтовое

1

300

1, 2, 3

- покровное

2

400

1, 2, 3, 4

Примечания:

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

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

При проектировании средств защиты от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов необходимо руководствоваться требованиями нормативной документации, разработанной и утвержденной в установленном порядке.

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Необходимый уровень конструктивной надежности промысловых трубопроводов обеспечивается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.

4.2. Промысловые трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются их назначением и характеризуются объемом неразрушающего контроля сварных соединений и величиной испытательного давления, приведенными в разделах 16, 25.

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

Таблица 7

Категории трубопроводов в зависимости от их назначения

№№ п/п

Назначение трубопроводов

Категория трубопроводов

1

2

3

1.

Матанолопроводы 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 при оттаивании 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 также как для трубопроводов со средами, не содержащими сероводорода.


Таблица 8

Категории участков трубопроводов

№№ п/п

Наименование участков трубопроводов

Категории участков

метанолопроводов, трубопроводов, транспортирующих вредные вещества (кроме транспортирующих вещества с содержанием H2S

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 сероводородсодержащих продуктов

Трубопроводов систем заводнения при Рп > 10 Мпа

при категории трубопроводов

II

II

II

III

II

III

III

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

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, 1-6, 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:

-

-

-

-

-

II

-

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

7.

2 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 электропередачи 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 следует принимать в соответствии со справочным приложением 5.

2. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатирующей организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 8 не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

3. Действующие трубопроводы, пересекаемыми строящими железными и автомобильными дорогами подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3 таблицы.

4. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению водохранилищем, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.

5. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиций 1.3 и 1.4 для газопроводов на поймах не обязательно.

6. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться только подземная прокладка под углом не менее 60°.


4.3. Значения коэффициентов надежности по назначению трубопроводов (yn) и коэффициентов условий работы трубопровода (yc) должны приниматься по табл. 9 и 10.

Таблица 9

Значения коэффициентов надежности по назначению трубопровода

Диаметр трубопровода условный, мм

Давление, МПа

Pn < 7,5

7,5 < Pn < 10

10 < Pn < 15

15 < Pn < 20

20 < Pn < 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 для газопроводов

Таблица 10

Значения коэффициентов условий работы трубопровода

Категория трубопровода и его участка

Коэффициент условий работы трубопровода, ус

1

2

I

0,6

II

0,75

III

0,90

4.4. Значения коэффициентов надежности по материалу (ym) и по нагрузке (yf) должны приниматься по табл. 11 и 12.

Таблица 11

Значения коэффициентов надежности по материалу

№№ п/п

Характеристика труб

Коэффициент надежности по материалу ym

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;

Сварные, изготовленные из спокойных сталей с содержанием в химсоставе углерода не более 0,10 % и серы не более 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

1,34

 

2.

Сварные, изготовленные из низколегированной стали двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому, шву и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами;

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

1,40

 

3.

Сварные, изготовленные из низколегированной или углеродистой стали двухсторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами;

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

1,47

 

4.

Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей двухсторонней электродуговой сваркой и прошедшие контроль сварных соединений неразрушающими методами;

Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей электроконтактной сваркой, сварные соединения которых термообработаны;

Бесшовные, прошедшие выборочный контроль металла неразрушающими методами

1,55

Примечания:

1. Минусовой допуск по толщине стенки для всех труб по п. 1 и сварных труб по п. 2 не должен превышать 5 % от номинальной толщины стенки.

2. Допускается применять коэффициенты 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 12 мм при использовании специальных технологий производства, позволяющих получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту ym.

Таблица 12

Значения коэффициентов надежности по нагрузке

Нагрузки и воздействия

Способ прокладки трубопроводов

Коэффициент надежности по нагрузке yf

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.)

+

+

1,5

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. Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать, знак "-" - не учитывать.

2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке указанные в скобках, должны приниматься в тех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.

3. Когда по условиям испытания или эксплуатации в трубопроводах, транспортирующих газообразные среды, возможно полное или частичное заполнение внутренней полости их водой или конденсатом, а в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды - попадания воздуха или опорожнение их, необходимо учитывать изменение нагрузки от веса среды.

4.5. Безопасность в районах прохождения промысловых трубопроводов обеспечивается расположением их на соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры.

4.6. Расстояния от оси подземных трубопроводов до зданий, сооружений и других инженерных сетей должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но не менее значений, приведенных в табл. 13.

При необходимости размещения трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов к приведенным в табл. 13 минимальным расстояниям, исходя из местных условий и норм технологического проектирования, должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет: увеличения минимальных расстояний, установки дополнительных запорных устройств с дистанционным управлением, отключающих их в случае утечек продукта, заключения трубопровода в футляр и пр.

Таблица 13


Объекты, здания и сооружения

Минимальные расстояния

газопроводы

нефте- и продуктопроводы

класса

1

П

Ш

1

П

Ш

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 700

300 и менее

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

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 нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м3, автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической 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

75
150

125
200

150

100

75

2 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I, II, III категории, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельностоящие 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

75
200

125
250

150
300

200
400

75
150

100
200

125
250

150
300

75
100

100
150

50

40

30

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 категории, подъездные автомобильные дороги, а также автомобильные дороги от жилых поселков или вахтенных комплексов промысла; межплощадочные автомобильные дороги технологически не связанных с промыслом предприятий; железные дороги промышленных предприятий и канализационные сооружения

75
150

125
200

150
300

200
400

50
100

75
150

100
200

150
250

30
50

50
75

75
100

100
200

20
50

50
75

30

20

20

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

100
150

150
200

200
250

250
300

75
75

125
125

150
150

200
200

75
75

100
100

125
125

150
150

75
75

125
125

50

30

30

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

50
50

100
100

100
100

100
100

50
50

100
100

100
100

100
100

30
30

50
50

50
50

50
50

15
15

15
15

50

30

30

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

100
150

150
200

200
300

250
400

75
100

125
150

150
200

200
250

75
100

100
150

125
200

150
250

75
100

125
150

100

70

50

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

50
100

100
150

125
200

150
250

25
75

50
100

75
100

100
150

25
40

25
60

50
80

75
100

25
40

25
60

100

70

50

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 электропередачи 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, предназначенных для обеспечения газом:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

75
100

100
150

125
200

150
250

70
75

75
100

100
125

125
150

50
50

75
75

100
100

125
125

50
50

50
75

25

25

25

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

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

15

10

10

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

75
75

75
75

75
100

100
150

50
50

50
75

50
75

75
100

50
50

50
50

50
75

75
100

30
50

30
50

15

10

10

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

75
75

75
75

75
100

100
150

50
50

75
75

75
75

75
100

50
50

50
50

50
75

75
100

50
50

50
50

15

10

10

13. Кабели междугородной связи и силовые электрические кабели

10
10

10
10

10
10

15
15

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10

10

10

14. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15

15

15

15. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах

10
10

10
10

10
10

15
15

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10

10

10

16. Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов

Не менее 10 метров во всех случаях

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

50
50

50
50

75
75

75
75

30
30

30
30

50
50

50
50

20
20

20
20

30
30

30
30

5
5

9
9

5

5

5

18. Резервуарные парки для нефти, канализационные насосные станции

50
50

50
50

75
75

75
75

30
30

30
30

50
50

50
50

20
20

20
20

30
30

30
30

9
9

15
15

10

8

5

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

50
50

50
50

75
75

100
100

30
30

40
40

50
50

75
7
5

20
20

20
20

30
30

30
30

10
10

10
10

30

30

30

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

40
40

40
40

50
50

50
50

30
30

30
30

40
40

40
40

20
20

20
20

30
30

30
30

20
20

30
30

30

20

15

21. Электростанции и распределительные устройства, предназначенные для питания:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1) объектов промысла:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) открытых;

75
75

75
75

100
100

100
100

50
50

50
50

60
60

60
60

40
40

40
40

50
50

50
50

30
30

30
30

50

50

50

б) закрытых

40
40

40
40

50
50

50
50

25
25

25
25

30
30

30
30

20
20

20
20

25
25

25
25

15
15

15
15

25

25

25

2) объектов, не относящихся к промыслу

В соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ

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

12
12

12
12

15
15

20
20

10
10

10
10

12
12

15
15

9
9

9
9

10
10

10
10

9
9

9
9

15

15

15

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

15
15

15
15

20
20

20
20

12
12

12
12

15
15

15
15

10
10

10
10

12
12

12
12

9
9

9
9

10

10

10

24. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов

50
100

100
150

150
200

200
300

50
100

50
100

100
150

150
200

50
75

50
100

100
150

150
200

50
50

50
75

100

50

50

25. Административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов

100
150

150
200

200
250

250
300

75
100

125
150

150
200

200
250

75
75

100
125

125
150

150
200

50
75

25
50

20

15

10

26. Контрольный пункт телемеханики (КП) блок-бокс (киоск)

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15

15

15

27. Железнодорожные сливоналивные устройства

50
50

75
75

75
75

75
75

40
40

50
50

50
50

50
50

20
20

20
20

20
20

20
20

15
15

15
15

50

30

20

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

75
75

100
100

125
125

150
150

50
50

75
75

100
100

125
125

50
50

75
75

100
100

125
125

50
50

75
750

30

25

25


Примечания:

1. Расстояния, указанные над чертой, относятся к трубопроводам, транспортирующий не содержащий сероводород газ, под чертой - газ с содержанием сероводорода.

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

3. Минимальные расстояния от мостов с отверстием 20 м и менее железных и автомобильных дорог следует принимать такими же, как от соответствующих дорог.

4. При соответствующем обосновании допускается сокращать указанные в графах 2-17 для позиций 1-3, 5-10, 15-16, 19, 21, 24-26 расстояния от газопроводов III категории, не содержащих сероводород, (расстояния, указанные над чертой) не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории и не более, чем на 50 % при повышении их категории до I.

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

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

7. При наличии между газопроводами и железной или автомобильной дорогой лесной полосы шириной не менее 10 м соответствующие расстояния допускается сокращать, но не более, чем на 30 %.

8. При надземной прокладке газопроводов расстояния, указанные в таблице, должны приниматься с коэффициентом: позиция 1 - 2,0; позиция 2 - 1,5; по остальным позициям - 1,0.

9. Минимальные расстояния от трубопроводов систем заводнения до зданий и сооружений должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.04.02-84.

10. Расстояния между устьем скважин ПХГ и месторождений и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами от других скважин диаметром до 300 мм и давлением до 15 МПа 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 участков газопроводов к категории I. При уплотненной сетке размещения скважин при обустройстве ПХГ и месторождений допускается уменьшение расстояний между устьем скважин и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами до расстояний, обеспечивающих нормальные условия монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводов и оборудования скважин, но не менее 9 м от ограждений площадки эксплуатируемой скважины. Участки трубопроводов в границах минимально допустимых расстояний должны быть отнесены к категории I, а скважины оборудованы клапанами - отсекателями.

 

Расстояния до объектов, отсутствующих в настоящих нормах, должны приниматься по согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами государственного надзора.

4.7. Расстояния между параллельными трубопроводами должны приниматься из условий обеспечения сохранности действующего при строительстве нового трубопровода, безопасности при проведении работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных в табл. 14. При прокладке промысловых трубопроводов параллельно магистральным нефте- и газопроводам расстояния между ними должны приниматься по СНиП 2.05.06-85*.

Таблица 14

Расстояния между трубопроводами

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

подземный

5

8

11

14

наземный в насыпи

наземный в насыпи

 

 

 

 

надземный на опорах

надземный на опорах

15

25

40

50

2. На вечномерзлых грунтах, теряющих при оттаивают несущую -способность

подземный

подземный

20

30

40

50

наземный в насыпи

наземный в насыпи

 

 

 

 

надземный на опорах

надземный на опорах

25

35

50

60

Примечание: При комбинированной прокладке расстояния между трубопроводами принимаются как для способа подземный - подземный.

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССАМ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Выбор трассы трубопроводов должен производиться на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов.

5.2. Прокладка трубопроводов по территории населенных пунктов промышленных и сельскохозяйственных предприятий не допускается.

5.3. Газопроводы должны располагаться над нефтепроводами и продуктопроводами при их пересечении.

5.4. Допускается совместная в одной траншее или на общих опорах прокладка трубопроводов одного или различного назначения.

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

6. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

6.1. Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участка трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должны иметь радиус изгиба не менее 5 de.

6.2. На трубопроводах должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и диагностических устройств, конструкция которых определяется проектом.

Все элементы трубопроводов 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 коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, должны предусматриваться мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

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

Размещение запорной и другой арматуры

6.4. Па трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом из условия обеспечения безопасности и охраны окружающей среды, 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, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

в начале каждого ответвления на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию:

на входе и выходе газопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, ГПЗ и ПС на расстоянии от границ территории площадок не менее:

диаметром 1000 мм и более - 750 м;

диаметром менее 1000 мм до 700 мм включительно - 500 м;

диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно - 300 м;

диаметром менее 300 мм - 100 м;

при наличии в пределах этих расстояний устройств для приема и запуска очистных, разделительных и диагностических устройств дополнительная установка запорной арматуры не обязательна;

на обоих концах перехода трубопровода через водные преграды в зависимости от рельефа трассы с каждой стороны перехода, с целью исключения поступления транспортируемого продукта в водоем, при этом установка запорной арматуры должна быть на отметках выше ГВВ 10 % обеспеченности;

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

на обоих берегах болот III 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 и конденсатопроводах I и II классов, при переходе их через водные преграды и при прокладке их выше отметок зданий и сооружений должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление и сигнализацию в случае утечек продукта.

При параллельной прокладке двух или более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны быть смещены на расстояние не менее 50 м друг от друга. При соответствующем обосновании допускается уменьшение указанного расстояния, исходя из возможности монтажа, ремонта и безопасной эксплуатации.

6.6. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, узлах запуска и приема очистных устройств, узлах подключения следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует, определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматуры за время не более 2-х часов, 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 данному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с требованиями табл. 13. На газопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.

6.7. На обоих концах участков конденсатопроводов между запорной арматурой для аварийного сброса продукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальные ответвления. Каждое ответвление должно быть оснащено запорным устройством иметь длину не менее 10 м, выступать на 0,5 м над поверхностью земли и заканчиваться фланцевой заглушкой.

Подземная прокладка трубопроводов

6.8. Заглубление трубопроводов 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.

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

Глубина прокладки подземного трубопровода в районах вечномерзлых грунтов определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

Прокладка трубопроводов одного или различного назначений в одной траншее допускается не более четырех трубопроводов, диаметром не более 300 мм.

6.9. Прокладка трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов-КИП, ингибитора коррозии и гидратообразования должна. предусматриваться в одной траншее совместно с газопроводами - шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 0,35 м.

6.10. Ширина траншеи по дну при прокладке одного трубопровода должна назначаться в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*; при прокладке в одной траншее нескольких трубопроводов ширина ее увеличивается на величину (),

где n - количество трубопроводов, прокладываемых совместно с первым, de - диаметры трубопроводов, С - расстояния между трубопроводами.

6.11. Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями должны проектироваться в соответствиями с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

Пересечения трубопровода с линиями электропередач должны проектироваться в соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ.

Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов

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

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

по верху насыпи - не менее 1,5 de;

высотой над трубопроводом - 0,8 м;

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

Земляные насыпи должны выполняться с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта.

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

Надземная прокладка трубопровода

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

6.16. Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли до низа трубопровода следует принимать не менее 0,5 м, а в местах свободного прохода людей - 2,5 м, на путях миграции крупных животных - 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - по СНиП II-89-80.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках вечномерзлых грунтов должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунта под опорами и трубопроводом.

6.17. Теплоизоляцию трубопроводов, в том числе для горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, допускается выполнять из горючих воспламеняемых материалов с устройством противопожарных вставок из негорючих материалов, ширина вставки при этом должна быть не менее 0,5 м, а расстояние между вставками не более 24 м.

6.18. Конструкции опор надземных трубопроводов и методы их сооружения должны обеспечивать проектное положение трубопроводов в процессе эксплуатации. Опоры должны проектироваться из негорючих материалов.

При наличии электрохимической защиты от коррозии надземных трубопроводов на опорах должна предусматриваться электроизоляция трубопровода от опор.

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

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

6.20. При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора - упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

6.21. При прокладке трубопроводов через естественные препятствия расстояние от низа трубы или пролетного строения должны приниматься:

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

при пересечении не судоходных, не сплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход - не менее 0,5 м до уровня воды. при 1 %-ной обеспеченности и наивысшего горизонта ледохода;

при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

6.22. На переходах трубопровода над железными дорогами общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов должны приниматься в соответствии с требованиями габарита "С" по ГОСТ 9238-83.

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

до подошвы откоса насыпи                            5;

до бровки откоса выемки                               3;

до крайнего рельса железной дороги          10.

6.23. В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

Прокладка трубопроводов на вечномерзлых грунтах (ВМГ)

6.24. На участках, где возможно развитие мерзлотных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.

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

Выбранный принцип использования ВМГ, способ прокладки и конструктивные решения должны обеспечивать работоспособность и ремонтопригодность трубопроводов в течение всего периода эксплуатации.

6.25. При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативность должен производиться с учетом дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением грунтов.

6.26. При прокладке, трубопроводов с использованием грунтового основания по II принципу согласно СНиП 2.02.04-88 при расчете трубопроводов на прочность и устойчивость должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.

6.27. Категории трубопроводов, прокладываемых на ВМГ, должны приниматься в зависимости от категории просадочности ВМГ при оттаивании и способа прокладки трубопроводов в соответствии с табл. 15.

Категории просадочности однородных грунтов должны приниматься в зависимости от относительной осадки грунта при оттаивании в соответствии с табл. 16. При отсутствии характеристики относительной осадки грунта допускается принимать категорию просадочности грунта в зависимости от величины суммарной влажности грунтов по табл. 16.

6.28. При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° должна предусматриваться срезка или подсыпка грунта и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.

Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах

6.29. Прокладка подземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочности должна осуществляться с учетом требований СНиП 2.02.01-83.

Для грунтов 1 типа просадочности прокладка трубопроводов должна вестись как для непросадочных трубопроводов.

При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами, при расчете трубопровода на прочность и устойчивость должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

Примечание:

Тип просадочности и величина возможной просадки грунтов должна определяться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83.

Таблица 15

Категории участков трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах

Характеристика трубопроводов

Категории участков

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 скобках указаны категории участков для одиночных "холодных" трубопроводов


Таблица 16

Категории просадочности грунтов

Наименование грунта по просадочности

Категория просадочных однородных грунтов

Относительная осадка при оттаивании

Суммарная влажность грунта, дол. ед.

Наиболее часто встречается в зоне

песок мелкозернистый

песок пылеватый, сулись легкая

сулись, суглинок, глина

торф, заторфованный грунт

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 ВМГ

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 BIIT

Сильнопросадочный (сильнольдистый)

IV

0,4-0,60**

-

-

более 1,10

более 12

Сплошного распространения ВМГ

Чрезмернопросадистый (с крупными включениями подземного льда)

V

более 0,60**

-

-

более 1,10*

более 12

Сплошного распространения ВМГ

* - Влажность грунта между крупными ледяными включениями.

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


6.30. Для уменьшения напряжения в трубопроводе при его непрерывных осадках должны предусматриваться специальные мероприятия:

устройство теплоизоляции, замена грунта, укладка трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопровода, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладка по типу "труба в трубе" и др.

6.31. При пересечении участков пучинистых грунтов расчет "холодных" трубопроводов должен производиться путем определения размеров зоны промерзания вокруг трубопровода, параметров пучения в зависимости от положения фронта промерзания и оценки прочности и устойчивости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.

6.32. Для уменьшения воздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры должны предусматриваться мероприятия: замена грунта, устройство компенсационных участков, техническая мелиорация грунтов, прокладка трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинистых устройств для обеспечения устойчивости положения трубопроводов.

Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

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

6.34. При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

6.35. При прохождении участка трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.

6.36. На участках пересечения трассой трубопровода активных тектонических разломов необходимо применять надземную прокладку.

6.37. Конструкции опор надземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.

6.38. На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы должна предусматриваться автоматическая система контроля и отключения аварийных участков трубопроводов.

7. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

Переходы трубопроводов через водные преграды и болота

7.1. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды должны проектироваться на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды.

Трубопроводы с жидкими сероводородсодержащими средами на переходах через водные преграды в русловой части рек и в границах отметок зеркала озер должны прокладываться в виде воздушного перехода в футляре, равнопрочном рабочему трубопроводу.

Примечание:

1. Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий не допускается.

2. Место перехода следует согласовывать с соответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами по регулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов и другими заинтересованными организациями.

7.2. Границы подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:

для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10 %-ной обеспеченности.

7.3. Створы переходов через реки должны выбираться на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускаются.

7.4. При выборе створа перехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.

При определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет следует производить по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране природы.

7.5. Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла рек, определяемого на основании инженерных изысканий с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода должно приниматься не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

7.6. Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.

При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в табл. 13, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы и пожарную безопасность подводных переходов.

7.7. Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходов газопроводов до указанных объектов должны приниматься по табл. 13 как для подземной прокладки.

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

7.9. Минимальное расстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части трубопровода.

7.10. Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1 % обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложенными в разделе 8.

Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, то следует предусматривать:

на русловом участке перехода - сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечивать надежное их крепление к трубопроводу для укладки трубопровода способом протаскивания по дну;

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

7.11. Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов их разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля данного трубопровода.

Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

7.12. Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой нагрузки и способов укладки подводного трубопровода.

7.13. Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части не допускается.

Примечание:

Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков или находится под защитой специального крепления берегов.

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

7.15. Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройства нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

7.16. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом должна предусматриваться прокладка резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

Примечания:

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

2. Диаметр резервной нитки определяется проектом.

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

4. При необходимости транспортирования по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды шириной менее 75 м в две нитки.

7.17. При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более должна производиться проверка устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

7.18. Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб, обеспечения закрепления перехода против всплытия на береговых не размываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

7.19. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно "Правилам плавания по внутренним судоходным путям", утвержденным Минречфлотом РФ, и "Правилам охраны магистральных трубопроводов".

7.20. На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов.

Как исключение, при соответствующем обосновании, допускается укладка трубопроводов на поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток.

7.21. При соответствующем обосновании при подземной прокладке трубопроводов через болота II и III типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.

7.22. При прокладке трубопроводов на болотах в местах поворота следует применять упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 6.

7.23. Участки трубопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки и закрепления.

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

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

- гравийно-галечных грунтов (гравия и гальки 30 %);

- грунтов с включением валунов и булыжника;

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

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

7.26. Проектные отметки верха трубопровода на переходе с использованием ННБ должны быть более 2 м ниже предельного профиля деформации русла и берегов, при этом прогноз деформаций должен составлять период не менее 100 лет.

7.27. Рабочие котлованы входа и выхода трубопровода при бурении наклонной скважины под преградой должны располагаться на расстоянии не менее 200 м от границ меженного уровня преграды.

7.28. При сооружении переходов "труба в трубе" и прокладке кожуха способом ННБ сооружение резервной нитки не требуется.

7.29. При параллельной прокладке двух трубопроводов через преграду способом ННБ расстояние в плане между осями этих трубопроводов должно быть не менее 10 м.

7.30. Толщина стенки труб рабочего трубопровода при строительстве с применением способа ННБ должна определяться с учетом дополнительных усилий, прикладываемых к трубопроводу при его укладке.

Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

7.31. Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местах прохождения дорог по насыпям, либо в местах с нулевыми отметками и, в исключительных случаях при соответствующем обосновании, в выемках дорог.

Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

7.32. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные дороги и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется из условия производства работ и конструкции переходов.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке трубопроводов через железные дороги:

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

б) при прокладке трубопровода 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 нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Прокладка кабеля связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должна производиться в защитном футляре или отдельных трубах.

На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляров должны иметь уплотнения из диэлектрического материала.

На одном из концов футляра или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу высотой от уровня земли не менее 5 м на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

от оси крайнего пути железных дорог общего назначения           40;

то же, промышленных дорог                                                            25;

от подошвы земляного полотна автомобильных дорог                 25.

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

Заглубление участков трубопроводов, пересекающих земляное полотно, сложенное пучинистыми грунтами, на переходах через железные дороги общей сети и промышленных предприятий колеи 1524 мм, следует определять расчетом из условий, при которых исключается влияние тепловыделений или стока тепла на равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечения заданного температурного режима за счет заглубления трубопроводов следует предусматривать другие необходимые меры.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 6,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

7.34. Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрофицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.

Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м:

до стрелок и крестовин железнодорожного пути и

мест присоединения отсасывающих кабелей к

рельсам электрофицированных дорог:

а) газопроводы                                                                         20;

б) прочие трубопроводы                                                         10;

до стрелок крестовин железнодорожного пути

при пучинистых грунтах                                                         20;

до труб, тоннелей и других искусственных сооружений:

а) газопроводы                                                                         100;

б) прочие трубопроводы                                                         30.

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

8.1. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость должен включать определение толщин стенок труб и соединительных деталей, проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия).

Прочность и устойчивость трубопровода 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 с требованиями СНиП 2.01.07-85.

Нагрузки и воздействия, действующие на трубопроводы, различаются на:

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

- деформационные нагружения - температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерных деформаций грунта (морозное растрескивание, селевые потоки и оползни, деформации земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах, просадки, пучение, термокарстовые процессы), сейсмические воздействия.

По длительности действия нагрузки различаются на: постоянные, временные длительные, кратковременные и особые.

Коэффициенты надежности по нагрузке yf должны приниматься по табл. 12.

8.3. Нормативные нагрузки от собственного веса трубопровода, арматуры и обустройств, изоляции, от веса и давления грунта необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.

Нормативное значение воздействия от предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов при надземной прокладке и др.) надлежит определять по принятому конструктивному решению трубопровода.

Нормативное значение давления транспортируемой среды устанавливается проектом.

Нормативная нагрузка от веса транспортируемой среды на единицу длины трубопровода должна определяться по формулам:

для жидкой среды

,                                              (4)

для газообразной среды

.                                              (5)

Нормативный температурный перепад в трубопроводе надлежит принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок трубопровода в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода.

Нормативная снеговая нагрузка на единицу длины горизонтальной проекции надземного трубопровода vsn должна определяться по формуле:

vsn = 0,4×10-2s(de + 2tins).                                                        (6)

Нормативная снеговая нагрузка s (Н/м2) должна приниматься по СНиП 2.01.07-85.

Нормативная нагрузка от обледенения на единицу длины надземного трубопровода vin должна определяться по формуле:

vin = 1,9×10-4tiyi(de + 2tins),                                                     (7)

где: ti (см) - толщину слоя и yi (Н/м3) - объемный вес гололеда необходимо принимать по СНиП 2.01.07-85.

Нормативная ветровая нагрузка на единицу длины надземного трубопровода wn, действующая перпендикулярно его осевой вертикальной плоскости, должна определяться по формуле:

wn = 10-2 (wstc + wdyn) (de + 2tins),                                           (8)

где статическая wstc (Н/м2) и динамическая wdyn (Н/м3) составляющие ветровой нагрузки должны определяться по СНиП 2.01.07-85, при этом значение wdyn необходимо определять как для сооружения с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью.

Нормативные значения нагрузок и воздействий, возникающих при транспортировании отдельных секций, при сооружении трубопровода, испытании и пропуске очистных устройств должны устанавливаться проектом в зависимости от способов производства этих работ и проведения испытаний.

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

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

Нагрузки и воздействия от неравномерной деформации грунта (осадок, пучения селевых потоков, оползней, воздействий горных выработок, карстов, замачивания просадочных грунтов, оттаивания вечномерзлых грунтов и т.д.) должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе эксплуатации трубопровода.

Нормативные нагрузки и коэффициенты надежности по нагрузке от подвижного состава железных и автомобильных дорог должны определяться согласно СНиП 2.05.03-84.

Определение толщин стенок труб и соединительных деталей

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

,                                                     (9)

где значения R определяются:

для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержащие сероводород

,                                              (10)

для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

.                                                                  (11)

При назначении номинальной толщины стенки труб и соединительных деталей должны учитываться временные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и других воздействий).

Нормативные сопротивления Run и Ryn должны приниматься равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали.

Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, выполненных любым видом сварки и прошедших контроль качества неразрушающими методами, должны приниматься равными меньшим значениям соответствующих расчетных сопротивлений соединяемых элементов.

При отсутствии этого контроля расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, принимаются с понижающим коэффициентом 0,85.

Значения коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов yn, условий работы трубопровода yc, надежности по материалу ym и надежности по нагрузке ys должны приниматься по табл. 9, 10, 11 и 12.

Значения коэффициентов условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты уs должны приниматься по табл. 17.

Таблица 17

Значения коэффициентов условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

Категория трубопровода и его участка

Содержание сероводорода

Среднее

Низкое

1

2

3

I

0,4

0,5

II

0,5

0,6

III

0,6

0,65

Примечание:

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

Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей h должны приниматься:

для труб, заглушек и переходов                           - 1;

для тройниковых соединений и отводов            - ax + b,

где:

 - для тройниковых соединений,

 - для отводов.

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

Таблица 18

Значения коэффициентов а и b для тройниковых соединений

x

Сварные без усиливающих элементов

Бесшовные и штампосварные

а

в

а

в

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 а и b для отводов

x

а

b

1

2

3

от 1,0 до 2,0

-0,3

1,6

более 2,0

0,0

1,0

Для обеспечения условий поперечной (местной) устойчивости толщина стенки труб должна приниматься не менее de/140, но не менее 3 мм для труб условным диаметром до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб условным диаметром свыше 200 мм.

Для подземных трубопроводов, имеющих отношение t/de < 0,01, или укладываемых на глубину более 3 м или менее 0,8 м, должно соблюдаться условие:

                                         (12)

Значения n1 (MH/M) и m1 (MH) (расчетное усилие и изгибающий момент в продольном сечении трубы единичной длины) должны определяться в соответствии с правилами строительной механики с учетом отпора грунта от совместного воздействия давления грунта, нагрузок над трубой от подвижного состава железнодорожного и автомобильного транспорта, возможного вакуума и гидростатического давления грунтовых вод.

Проверка напряженного состояния и устойчивости подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов

8.5. Поверочный расчет трубопровода на прочность должен производиться после выбора его основных размеров с учетом всех расчетных нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев, возникающих при сооружении, испытании и эксплуатации.

8.6. Определение усилий от расчетных нагрузок и воздействий, возникающих в отдельных элементах трубопроводов, необходимо производить методами строительной механики расчета статически неопределимых стержневых систем.

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

8.8. В качестве расчетной схемы трубопровода должны рассматриваться статически неопределимые стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия трубопровода с окружающей средой. При этом коэффициенты повышения гибкости отводов и тройниковых соединений должны определяться согласно пп. 8.9. и 8.10.

8.9. Значение коэффициента повышения гибкости гнутых отводов kp должно определяться по табл. 20.

Таблица 20

Центральный угол отвода j, град.

Коэффициент повышения гибкости отвода kp

1

2

От 0 до 45

От 45 до 90

Величина  принимается по рис. 1 в зависимости от геометрического параметра отвода lb и параметра внутреннего давления для wb.

Значение параметров lb и wb должны определяться по формулам:

;                                                            (13)

.                                                      (14)

8.10. Коэффициент гибкости 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 каждом поперечном сечении трубопровода для номинальной толщины стенки трубы и соединительных деталей должны выполняться условия:

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

;                  (15)

- в точках поперечного сечения, где sпр растягивающие:

sпр + yf pn £                                                             (16)

Значения  должны приниматься:

- при действии всех нагрузок силового нагружения - 1,2 R;

- при совместном действии всех нагрузок силового нагружения и нагрузок деформационного нагружения (кроме сейсмических, пучения и морозобойного растрескивания) - ;

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмические воздействия, пучение и морозобойное растрескивание - 1,5 R.

При оценке прочности соединительных деталей должны учитываться еще и местные мембранные и изгибные напряжения, определенные от всех нагрузок силового и деформационного нагружения. Значение  в этом случае должно приниматься Run.

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

8.13. Значения коэффициентов интенсификации продольных напряжений должны приниматься:

для прямой трубы - 1;

для отводов - ms*.

Рис. 1. График для определения значений коэффициента kp*

для магистральной части тройникового соединения

;                                                             (17)

для ответвления тройникового соединения ms = ms*.

Значение ms* для отводов принимается по рис. 2 в зависимости от  параметров lb и wb, определяемых формулами (13) и (14):

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

;                                                 (18)

.                                     (19)

Примечание:

При определении значений параметров магистральной части тройникового соединения l1 и w1 используются первые индексы, ответвления тройникового соединения l2 и w2 - вторые индексы.

8.14. Проверка общей устойчивости трубопроводов в продольном направлении должна производиться по условию:

S £ ус Ncr,                                                               (20)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие, определяется от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода;

Ncr - продольное критическое усилие определяется с учетом принятого конструктивного решения трубопровода.

8.15. Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, должна проверяться по условию:

Qact £ Qpas/Уа,                                                          (21)

где Qact - суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом;

Рис. 2. График для определения значений коэффициента ms*

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

Значения коэффициента надежности устойчивого положения уа должны определяться по табл. 21.

Таблица 21

Характеристики участка трубопровода

Коэффициент надежности устойчивого положения уа

1

2

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 напряженного состояния и устойчивости надземных трубопроводов

8.16. Надземные трубопроводы должны проверяться на прочность, продольную устойчивость и выносливость при колебаниях в ветровом потоке.

8.17. Продольные усилия и изгибающие моменты в надземных трубопроводах должны определяться в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как статически-неопределимая стержневая система переменной жесткости. Коэффициенты повышения гибкости отводов и тройниковых соединений должны определяться по пп. 8.9 и 8.10.

8.18. При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа трубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах трубопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземных трубопроводов должен производиться с учетом перемещений трубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.

8.19. Балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, при этом применяется меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.

При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет должен производиться по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.

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

Значения коэффициентов интенсификации напряжений для отводов и тройниковых соединений должны приниматься согласно п. 8.13.

8.21. При скоростях ветра, вызывающих колебание трубопровода с частотой, равной частоте собственных колебаний, необходимо производить поверочный расчет трубопроводов на резонанс.

Расчетные усилия и перемещения трубопровода при резонансе должны определяться как геометрическая сумма резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от других видов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку, соответствующую критическому скоростному напору.

При расчете на выносливость (динамическое действие ветра) величина Ryn понижается согласно указаниям СНиП П-23-81.

8.22. Расчет оснований фундаментов и самих опор должен производиться по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или трубопровода.

8.23. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части должны рассчитываться на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.

При расчете опор должна учитываться глубина промерзания или оттаивания грунта, деформаций грунта (пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия 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 под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, должны определяться в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопровода на опорах.

На уклонах местности и на участках со слабонесущими грунтами должны применяться системы прокладок надземных трубопроводов с неподвижными опорами, испытывающими минимальные нагрузки, например, прокладку змейкой с неподвижными опорами, расположенными в вершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.

8.25. Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем трубопроводов должны приниматься равными сумме усилий, передающихся на опору от примыкающих участков трубопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшая из нагрузок принимается с коэффициентом равным 0,8.

8.26. Продольно-подвижные и свободно-подвижные опоры балочных надземных систем трубопроводов должны рассчитываться на совместные действия вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопроводов к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на неподвижные опоры необходимо принимать максимальное значение коэффициента трения.

В прямолинейных балочных системах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможное отклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, должно приниматься равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

Проверка прочности трубопроводов при сейсмических воздействиях

8.27. Напряжения от сейсмических воздействий в подземных трубопроводах и трубопроводах, прокладываемых в насыпи, должны определяться как результат воздействия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода.

Величина этих напряжений должна определяться по формуле:

                                                    (22)

Значения коэффициентов mo, ko и kп должны приниматься по табл. 22, 23 и 24.

Значения величин сейсмического ускорения ас и скорости распространения продольной сейсмической волны ср должны приниматься по табл. 25 и 22.

Значение величины преобладающего периода сейсмических колебаний грунтового массива То должны определяться при изысканиях.

Таблица 22

Значения коэффициентов защемления трубопровода в грунте mo и скоростей распространения продольной сейсмической волны ср

Грунты

Коэффициент защемления трубопровода в грунте mo

Скорость распространения продольной сейсмической волны ср, 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 приведены наименьшие значения ср, которые следует уточнять при изысканиях.

2. Значения коэффициентов защемления трубопровода следует принимать по грунту засыпки.

Таблица 23

Значения коэффициентов степени ответственности трубопровода ko

Характеристика трубопровода

ko

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: При сейсмичности 9 баллов и выше, коэффициент kо для трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

Таблица 24

Значения коэффициентов повторяемости землетрясений kп

Повторяемость землетрясений 1 раз

в 100 лет

в 1000 лет

в 10 000 лет

Коэффициент повторяемости kп

1,15

1.0

0,9

Таблица 25

Значения расчетных сейсмических ускорений ас

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение, м/сек2

1,0

2,0

4,0

8,0

8.28. При совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмическое воздействие, напряжение от которого определяется по формуле (22), величина  в условиях (15) - (16) должна удовлетворять условию  £ 1,5 R.

8.29. Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия должен производиться согласно требованиям СНиП II-7-81, с оценкой прочности по условиям (15) - (16).

Определение несущей способности анкерных устройств

8.30. Расчетная несущая способность анкерного устройства должна определяться по формуле:

Аа = куса ра.                                                   (23)

Коэффициент условий работы анкерного устройства должен приниматься 1,0 при к = 1 или к ³ 2 и de/da ³ 3; а при к ³ 2 и 1 £ de/da £ 3:

.

Расчетная несущая способность анкера, из условия несущей способности грунта основания, должна определяться по формуле:

,                                                                        (24)

где фа - несущая способность анкера (Н), должна определяться расчетом или по результатам полевых испытаний, согласно СНиП 2.02.03-85;

уmа - коэффициент надежности анкера, принимаемый равным 1,4, при определении несущей способности анкера расчетом или 1,25, при определении несущей способности анкера по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.

9. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

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

9.2. Каждый проект должен содержать раздел "Охрана окружающей среды" с оценкой воздействия на окружающую среду (ОВОС), ОВОС проводится для природных компонентов (геологическая среда, вода, воздух, почва, растительность, животный мир) и природных комплексов (ландшафтов) в полосе, равной по ширине зоне влияния трубопровода, но не меньше чем 3 км по обе стороны осевой линии трубопровода.

В ОВОС обязательна оценка ареалов опасных природных процессов, существующих до начала сооружения и прогнозируемых на первый и пятнадцатый год эксплуатации.

9.3. ОВОС и проект природоохранных 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 экологическим риском

Современное и прогнозируемое состояние окружающей среды - обязательные

Экологический риск и опасные природные процессы - обязательные

Природоохранные мероприятия обязательные

Проект

Определяются на основании выполнения ОВОС на стадии ТЭО

9.4. ОВОС проводится в объемах, достаточных для проведения оценки экологического риска, связанного с возможностью нанесения ущербов жизни и здоровью населения (риск катастрофических следствий аварий); редким и исчезающим видам животных и растений (риск утраты генофонда); природным ресурсам, утрачиваемым или уменьшаемым вследствие деструкции природных систем или загрязнения окружающей природной среды при сооружении и эксплуатации промысловых трубопроводов.

Объемы ОВОС должны обеспечивать сравнение вариантов природоохранных решений по признаку эффективности предотвращения или стабилизации природных процессов, неблагоприятным для традиционного природопользования или снижающих техническую надежность трубопроводов.

9.5. Проектные решения по охране окружающей природной среды должны обеспечивать возможность сохранения существующего и потенциально достижимого до начала сооружения трубопровода уровня доходности нарушаемых угодий, а также локализацию и уменьшение активности опасных 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 состав природоохранных мероприятий должны входить проектные решения по:

инженерным рекультивациям (по всей трассе);

специальным инженерным рекультивациям (на участках трассы с опасными природными процессами);

земляным рекультивациям (на участках трассы в пределах сельхозугодий в соответствии с ГОСТ 17.5.3.05-84; ГОСТ 17.4.3.02-85; ГОСТ 17.5.3.06-85);

охране поверхностных и подземных вод от загрязнения;

биологическим рекультивациям (по всей трассе, за исключением участков трассы в пределах сельскохозяйственных угодий);

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

экологическому мониторингу.

9.7. Инженерные рекультивации должны быть запроектированы и проведены, чтобы выполнение основных видов строительно-монтажных работ позволяло бы избежать возникновения опасных природных процессов вне ареалов, существовавших до начала строительства.

9.8. Специальные инженерные рекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобы активизация или возникновение опасных природных процессов были бы исключены или минимизированы в пределах прогнозируемых при проведении ОВОС ареалов нарушенности.

9.9. Земельные рекультивации должны быть запроектированы и проведены так, чтобы обеспечивалось восстановление плодородия земель сельскохозяйственных угодий, существовавшее до начала строительства.

9.10. Биологические рекультивации должны быть запроектированы и осуществлены так, чтобы рекультивированные участки обладали после рекультивации свойствами самовосстановления.

9.11. Экологическая маркировка (экологическая разметка трассы) должна быть запроектирована и проведена так, чтобы при осуществлении строительных работ могли быть выявлены особо важные экологические объекты: участки, нуждающиеся в рекультивациях различных типов. Маркировка особо важных экологических объектов должна предусматриваться проектом и на период строительства.

9.12. Экологический мониторинг должен быть запроектирован и осуществлен так, чтобы ареалы опасных природных процессов могли быть выявлены в начале теплового периода каждого года эксплуатации с подробностью, достаточной для оперативного проектирования мероприятий по предотвращению таких процессов; могла быть проверена эффективность биологических рекультиваций в первые три года эксплуатации.

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

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

Защита внутренней поверхности труб от коррозионного воздействия перекачиваемого продукта осуществляется в соответствии с п. 3.40.

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

Допускается не применять электрохимическую защиту если защитные покрытия обеспечивают надежную эксплуатацию в течение всего срока службы.

Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

10.3. Трубопроводы (включая крановые узлы, тройники и др.) должны быть изолированы по всей наружной 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. Изоляционные покрытия законченных строительством подземных участков трубопроводов должна иметь сопротивление не ниже 104 Ом×м2. Контроль этой величины должен производиться катодной поляризацией по методике ГОСТ 25812-83.

10.5. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов должны применяться два типа защитных покрытий:

усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий должен применяться на участках трубопроводов I и II категорий всех диаметров, на трубопроводах диаметром 820 мм и более, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

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

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

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

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающих токов источников постоянного тока;

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

на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий;

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

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

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

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

Контроль лакокрасочных покрытий 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. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

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

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

Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

10.10. На трубопроводе должны быть обеспечены по всей его внешней поверхности и непрерывно во времени поляризационные потенциалы более отрицательные чем регламентированный ГОСТ 25812-83 минимальный защитный потенциал, но более положительные чем максимальный защитный потенциал, установленный тем же стандартом.

10.11. Проект электрохимической защиты трубопроводов должен учитывать развитие промысла, изменение технологического назначения промысловых трубопроводов и давления в них в процессе эксплуатации.

10.12. При разработке проекта электрохимической защиты должны рассматриваться раздельно группы или отдельные сооружения: скважины или кусты скважин, многониточные системы трубопроводов и одиночные трубопроводы, площадки УКПГ и др. сосредоточенные объекты; при этом схемы защиты всех групп сооружений должны быть согласованы между собой.

10.13. При залегании на глубине до 10 м грунтов с более высоким в 2-3 раза электросопротивлением по сравнению с нижележащими слоями и при расположении скважин по сетке менее, чем 200 м должны предусматриваться глубинные анодные заземления.

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

10.14. При осуществлении электрохимической защиты выкидных линий (шлейфов) точка дренажа должна находиться не менее, чем в 50 м от устья скважины. При этом сила тока защитной установки должна быть увеличена на величину защитного тока, потребляемого обсадной колонной скважин.

10.15. При совместной прокладке трубопроводов в одном коридоре они считаются электрохимически защищенными от подземной коррозии, если поляризационный потенциал находится в пределах между минимальным защитным и максимальным допустимыми потенциалами. Не допускается применять системы электрохимической защиты с обязательным уравниванием защитных потенциалов в точке дренажа на трубопроводах с различными электрическими параметрами.

10.16. Срок ввода электрохимической защиты трубопровода, находящегося в зоне действия блуждающих токов, должен быть не более одного месяца после укладки участка трубопровода, а в остальных случаях - не более трех месяцев после укладки в траншею участка трубопровода. Если испытуемая защита не может быть введена в эксплуатацию в эти сроки, то должна быть предусмотрена временная электрохимическая защита с вводом в действие в указанные выше сроки.

10.17. Система электрохимической защиты должна обеспечивать эффективную работу в течение не менее 10 лет без ее реконструкции.

10.18. На трубопроводе должна быть установлена система контроля электрохимической защиты, обеспечивающая выполнение требований п. 10.10. Все контрольно-измерительные пункты должны иметь привязку к трассе трубопровода (с точностью до 1 м) и опознавательные знаки, распознаваемые с вертолета. Эти пункты должны быть обеспечены подъездными дорогами для доступа обслуживающего персонала на автотранспорте повышенной проходимости. Контрольно-измерительные пункты должны позволять проведение проверки эффективности электрохимической защиты и состояния изоляции.

10.19. Все электрические соединения установок электрохимической защиты и средств ее контроля должны быть выполнены проводниками, сечение и изоляция которых обеспечивает их безотказную эксплуатацию в течение всего периода эксплуатации трубопровода.

10.20. Электрические соединения дренажных и контрольных проводников с трубопроводом должны выполняться таким способом, который не нарушает механических свойств трубы и обеспечивает надежную работу соединения в течение всего срока эксплуатации трубопровода.

10.21. Электрохимическая защита не должна оказывать вредного влияния на соседние подземные металлические сооружения и на окружающую среду.

Тепловая изоляция

10.22. Тепловая изоляция трубопроводов должна предусматриваться в случае необходимости:

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

исключения пучения или осадки трубопровода;

обеспечения сохранности окружающей среды.

10.23. Необходимость проектирования тепловой изоляции определяется нормами технологического проектирования. При проектировании тепловой изоляции должны учитываться требования СНиП 2.04.14-88.

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

Разрешается выполнять теплоизоляцию надземных трубопроводов из горючих материалов при условии устройства противопожарных перемычек из негорючих материалов. Для подземных трубопроводов выбор материала теплоизоляции не нормируется.

11. ОРГАНИЗАЦИОННО - ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ

11.1. Строительство трубопроводов, как правило, должно вестись поточным методом механизированными колоннами (комплексными трубопроводостроительными потоками - КТП), обеспечивающими высокую производительность и требуемое качество строительства, благодаря непрерывности производства всех видов работ в строгой технологической последовательности.

11.2. На строительстве промысловых трубопроводов небольшой протяженности могут быть применены так же последовательный и параллельный методы организации строительства.

11.3. При любом методе организации строительства с целью обеспечения требуемого качества должны строго соблюдаться технологии производства работ, предусмотренные рабочей документацией и проектом производства работ (ППР). Любое изменение в процессе строительства утвержденных технологий производства работ должно быть согласовано с заказчиком и с разработчиками рабочей документации и ППР.

11.4. Сооружение переходов через крупные естественные и искусственные препятствия следует выполнять специализированными подразделениями (бригадами) по отдельному проекту производства работ. ППР должен быть согласован с владельцем искусственного сооружения, а по естественным препятствиям - с местной администрацией или ведомством, ответственным за эксплуатацию (охрану) природного объекта.

11.5. Строительство промысловых трубопроводов рекомендуется вести по принципу гибкой технологии и организации, для чего строительный поток должен быть оснащен технологическими машинами и оснасткой, приспособленными к производству работ на трубопроводах разных диаметров.

11.6. Характеристики машин и технологической оснастки, их количество и расстановка в строительном потоке должны соответствовать диаметру трубопровода, природным условиям строительства и принятой технологии производства работ.

Для бесперебойного функционирования КТП необходимо предусматривать страховое резервирование машин и технологической оснастки.

11.7. На строительстве трубопроводов, в зависимости от диаметра труб и природных условий, используют, в основном, две схемы организации работ:

трассовую, когда отдельные трубы доставляют непосредственно на трассу, раскладывают, сваривают в плети, изолируют и укладывают;

базовую, когда трубы изолируют (теплоизолируют) в базовых условиях, сваривают в двух-, трехтрубные секции на трубосварочной базе, вывозят на трассу, сваривают в плети, изолируют стыки и укладывают.

Схему работ следует выбирать на основе технико-экономического расчета.

11.8. В состав типового КТП входят:

бригада по расчистке строительной полосы от леса;

бригада по планировке строительной полосы, снятию плодородного слоя почвы;

бригада по установке свайных опор;

бригада по сооружению временных дорог и технологических проездов;

бригада погрузочно-разгрузочных и транспортных работ;

бригада по сварке поворотных стыков;

бригада по базовой изоляции;

звено по гнутью труб на трубогибочной установке;

бригада по сооружению переходов;

бригада по монтажу сложных узлов;

бригада по разработке траншеи и котлованов;

бригада по заготовке грунта в карьерах;

бригада по сварке неповоротных стыков;

бригада по изоляции трубопровода;

бригада по теплоизоляции трубопровода;

бригада по укладке и балластировке;

бригада по монтажу углов поворота и захлестов;

бригада производственного контроля качества работ;

бригада по засыпке и рекультивации;

бригада по монтажу средств электрохимзащиты;

бригада по очистке полости и испытанию трубопровода.

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

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

11.11. Проект производства работ (ППР) на строительство трубопроводов параллельно действующим и на пересечениях с ними должен предусматривать меры, предотвращающие повреждения действующих трубопроводов.

11.12. Линейные (трассовые) работы по сооружению трубопроводов на вечномерзлых грунтах должны осуществляться в зимнее время с использованием грунтов в качестве оснований в соответствии со СНиП П-18-76. В летний период, при потере несущей способности деятельного слоя грунта, выполняются внетрассовые работы:

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

заготовка грунта в карьерах;

сварка труб в секции и изоляция на стационарных базах;

изготовление и изоляция гнутых и сварных отводов;

сборка, изоляция и испытания укрупненных линейных крановых узлов, узлов сбора газа и нефти и других конструкций;

ремонт и подготовка строительной техники и автотранспорта к работе в зимних условиях.

12. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ

12.1. Подготовительные работы на объекте разделяются на трассовые и внетрассовые подготовительные работы.

12.2. Внетрассовые подготовительные работы включают устройство вертолетных площадок и причалов, обустройство временных жилых городков, строительство временных дорог, монтаж сварочно-изоляционных баз и ремонтных мастерских, создание текущих, страховых и сезонных запасов труб и других материалов, а также выполнение работ в базовых условиях.

12.3. Обустройство временных жилых городков, баз сварки, изоляции, технического обслуживания, а также их инженерное обеспечение осуществляются в соответствии с ПОС и ППР.

12.4. Сварочные и изоляционные базы, как правило, должны располагаться вблизи пунктов разгрузки труб, а при наличии ограничений по вывозке секций непосредственно на трассе.

12.5. Площадки для приема вертолетов должны устраиваться при жилых городках, сварочно-изоляционных базах, около строительных площадок (переходы рек, узлы подключения КС и НС), по трассе трубопровода согласно проекту организации строительства.

12.6. Взлетно-посадочные площадки для вертолетов должны сооружаться в соответствии с требованиями СНиП 32-03-96.

12.7. Причалы должны быть приспособлены для приемки поступающих на строительство техники и материалов водным путем. Конструкция и технология сооружения причалов должны устанавливаться проектом.

12.8. Формирование текущих и страховых запасов материальных ресурсов должно быть увязано с графиком строительства.

12.9. Сезонные запасы материальных ресурсов создаются в районах с ограниченным периодом функционирования транспортной системы. Размеры сезонных запасов должны обеспечивать выполнение заданных объемов работ в период перерыва в поставках.

12.10. Для хранения наиболее объемных строительных грузов - труб, трубных секций и железобетонных пригрузов - должны устраиваться временные, на период строительства, склады, которые располагаются в пунктах разгрузки (станционные, причальные), при сварочно-изоляционных базах (базовые), в различных точках трассы (трассовые склады). Количество и местоположение различных видов складов должны быть обоснованы транспортной схемой в составе проекта организации строительства.

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

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

Строительная организация должна разработать (своими силами или по договору) документацию на временные дороги с указанием объемов работ, технологии работ, используемых конструкций и правил эксплуатации.

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

сварку труб в секции на трубосварочных базах и заготовку крановых узлов;

изоляцию труб, секций, трубной арматуры и деталей;

гидро- и теплоизоляцию одиночных труб, секций труб, криволинейных вставок, фитингов, деталей крановых узлов и т.п.;

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

12.14. Трассовые подготовительные работы включают:

разбивку и закрепление пикетажа, детальную геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы, выноску пикетов за ее пределы;

расчистку строительной полосы от леса и кустарника;

снятие плодородного слоя земли;

планировку строительной полосы, уборку валунов;

осушение строительной полосы, ее промораживание или защиту от промерзания в зависимости от грунтовых условий;

строительство временных дорог и технологических проездов;

устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ.

12.15. После планировки строительной полосы знаки разбивки оси трассы должны быть восстановлены.

12.16. Осушение строительной полосы и площадей должно осуществляться путем:

устройства боковых, отводных, нагорных и дренажных канав;

строительства водопропускных и водоотводных сооружений, которые служат для отвода поверхностных вод;

строительства подземного дренажного трубопровода;

устройства вертикальных иглофильтров.

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

Методы осушения должны быть указаны в проекте.

12.17. К расчистке трассы от леса приступают только при наличии лесопорубочных билетов. Расчистка трассы от леса и кустарника должна быть выполнена в границах строительной полосы.

12.18. Расчистка леса для прокладки временных дорог производится в границах, установленных проектом. Для минимизации масштабов лесорубки следует максимально использовать существующие лесовозные дороги и просеки.

12.19. При геодезическом закреплении трассы в вечномерзлых грунтах необходимо обозначить места с залеганием жильных и подземных льдов, участки морозного пучения и т.п. в соответствии с проектом.

Для выравнивания рельефа местности вертикальную планировку следует выполнять подсыпкой низинных мест привозным грунтом.

На участках трассы с подземными льдами и грунтами с льдистостью lв > 0,4 подсыпку выполняют с возможностью стока поверхностных вод. Для подсыпки следует применять легко уплотняемые грунты. При этом необходимо предусматривать меры, исключающие возможность фильтрации воды через подсыпку или ее основание и проникновение в зону разработки траншеи и в тело насыпи временной дороги. Уплотнение каждого слоя подсыпки производят проходом груженых грунтом автосамосвалов.

12.20. Защита строительной полосы от заноса снегом, расчистка или задержание снега осуществляется на основании данных о розе ветров и интенсивности снегопереноса.

Расчистку трассы от снега рекомендуется производить в два этапа: сначала полосы для проезда машин, развозки и раскладки труб и трубных секций, свайных опор, затем - оставшейся части строительной полосы непосредственно перед выполнением сваебойных и земляных работ.

13. СТРОИТЕЛЬСТВО ВРЕМЕННЫХ ДОРОГ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЕЗДОВ

13.1. Тип, конструкцию и ширину проезжей части временных дорог и технологических проездов выбирают в зависимости от диаметров трубопроводов, количества одновременно укладываемых ниток, способов прокладки трубопроводов и несущей способности грунтов и наличия местных дорожностроительных материалов.

На участках с низкой несущей способностью грунтов могут быть использованы следующие конструкции:

со сборно-разборным покрытием;

лежневые;

дерево-грунтовые;

насыпные, армированные мелколесьем;

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

грунтовые без покрытия;

снежно-ледовые и снежные.

13.2. Лежневые и дерево-грунтовые дороги устраивают в качестве технологических проездов вдоль трассы трубопровода для прохода строительно-монтажных колонн на болотах I и II типов.

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

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

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

На болотах I типа с мощностью торфяной залежи 1,5-2 м сплошной поперечный настил укладывают на продольные лежни диаметром 18-25 см.

На болотах I типа с рыхлым водонасыщенным грунтом и на болотах II типа в основании дорожной одежды устраивают дополнительный подстилающий слой из хворостяной выстилки или из поперечных лаг, на который затем укладывают продольные лежни и сплошной поперечный настил с последующей отсыпкой на него мохорастительного слоя и грунтового покрытия.

Для болот I типа с рыхлым торфяным грунтом и избыточной влажностью и для болот II типа устраивают 2-х или 3-х ярусное основание из продольно-поперечных лаг, уложенных на хворостяную выстилку.

Бревна поперечного и продольного настила транспортируют к месту производства работ с помощью трелевочного трактора.

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

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

На прямых участках трассы комли поперечных бревен ориентируют в разные стороны, на кривых - в наружную сторону кривой.

Сверху над крайними продольными лежнями укладывают прижимные бревна, которые скрепляют с лежнями проволочной скруткой через 2-3 м.

Отсыпку грунта на деревянное основание ведут с послойным уплотнением.

13.5. Дороги со сборно-разборным покрытием используют в качестве транспортных подъездных путей на болотах I и II типов, на многолетнемерзлых, мелкодисперсных и сильно увлажненных грунтах.

Основным элементом дороги со сборно-разборным покрытием являются деревянные щиты или бетонные плиты. Деревянные щиты изготавливают из бревен длиной 6 м при диаметре 0,18-0,25 м. Бревна в щите укладывают в разные стороны, скрепляя их либо стяжными шпильками (нагелями), либо проволокой и связующими бревнами. Вместо деревянных щитов могут быть использованы серийно выпускаемые сборно-разборные дорожные плиты (СРДП).

Монтаж щитов и плит ведут способом "от себя".

В процессе эксплуатации дорог со сборно-разборным покрытием необходимо:

выравнивать просевший настил;

устранять перекосы;

заменять разрушенные щиты и плиты;

проверять крепежные и соединительные узлы.

После завершения эксплуатации дороги выполняют ее разборку, разъединяя крепежные узлы щитов или плит.

13.6. На переувлажненных минеральных и многолетнемерзлых грунтах, на болотах и обводненных участках могут быть сооружены грунтовые дороги без покрытия.

Если несущая способность грунта выше, чем давление от массы насыпи и транспортной нагрузки, отсыпка насыпи ведется непосредственно на материковый грунт. Если же несущая способность ниже, чем давление указанной массы и транспортной нагрузки, то устраивают искусственное основание, выполненное из деревянного настила или хворостяной выстилки, геотекстильных (ГТМ) и нетканых синтетических материалов (НСМ), резиновых матов, изготовляемых из отходов резино-технической промышленности.

Отсыпка насыпи производится с послойным разравниванием и уплотнением грунта бульдозерами и дорожными катками.

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

Дорожная одежда типа I с прослойкой в основании из НСМ или ГТМ применяется для сооружения дорог и технологических проездов на болотах, состоящих из плотных малоувлажненных торфов 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 допустимой нагрузкой на торф не менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2).

Дорожная одежда типа III (рис. 3в) предназначена для сооружения технологических проездов на болотах глубиной более 4 м с допустимой нагрузкой на торф не менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2).

Дорожная одежда типа IV (рис. 3г) может быть применена для технологических проездов, сооружаемых на болотах с допустимой нагрузкой на торф не менее 0,01 МПа (0,1 кгс/см2).

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

Зимние дороги и проезды могут быть устроены следующими способами: снежно-уплотненные, образованные в процессе движения автотранспорта и строительных машин; снежно-ледяные, образуемые на сильно обводненных болотах, водных переправах путем естественного промерзания или путем постепенной поливки и промораживания небольших участков дороги.

Зимние дороги сооружают на поверхности земли и на снежных насыпях.

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

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

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

Если несущая способность естественного слоя льда недостаточна, производится послойное намораживание или принудительное промораживание глубинных стоек. Конструкция ледовой переправы, усиленной глубинными стойками, включает естественный ледяной покров и опорные ледяные стойки, которые промораживают с помощью установленных в воде двухфазных термосифонов. Термосифоны для промораживания стоек устанавливают двумя рядами вдоль 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 термосифонов погружают в воду через пробуренные во льду лунки и частично заглубляют в донный грунт.

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

13.9. Переезд автотранспортной и гусеничной техники через действующий трубопровод допускается только в специально оборудованных местах - переездах. Места расположения и конструкции переезда определяются проектом.

Для устройства переезда через трубопровод следует выбирать сухие участки трассы, где трубопровод имеет проектное заглубление и не имеет поворотов в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

Высота насыпи из минерального грунта над верхней образующей трубопровода должна быть не менее 1,5 м.

Грунт насыпи послойно трамбуют и уплотняют проходами гусеничной техники. Непосредственно над трубопроводом и на расстоянии до 2 м в обе стороны от него грунт утрамбовывают вручную.

Сверху на насыпь укладывают железобетонные дорожные плиты. Поперечный стык между плитами не должен находиться над трубопроводом.

Рис. 3. Дорожная одежда для 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

Сооружение переездов через действующие трубопроводы должно производиться в присутствии ответственного представителя организации, эксплуатирующего трубопровод.

14. ТРАНСПОРТИРОВКА И СКЛАДИРОВАНИЕ ТРУБ

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

14.2. При транспортировке труб и секций по строительной полосе расстояние от следа движения транспортного средства до бровки разработанной траншеи должно быть не менее 3 м.

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

14.4. Погрузочно-разгрузочные работы выполняются с использованием грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют весу и габаритам труб и сохраняют их качество.

14.5. Полувагоны и платформы подаются под разгрузку локомотивом. Запрещается применять для перемещения вагонов тракторы, автомобили, трубоукладчики или другой нерельсовый транспорт и оборудование.

Выгрузку труб из железнодорожных вагонов следует осуществлять по двум схемам: вагон-склад-автомобиль или вагон-автомобиль.

14.6. При разгрузке и погрузке труб с изоляционным или тепловым покрытием особое внимание следует уделять сохранности покрытия. Не допускается использование канатов, цепей и других грузозахватных устройств, вызывающих повреждения покрытия. Все грузоподъемные средства (их рабочие органы) должны быть оборудованы защитными устройствами.

14.7. При разгрузке труб с покрытиями и их погрузке на транспортные средства, а также при складировании труб с помощью трубоукладчиков должны использоваться траверсы с торцевыми захватами. Для исключения повреждений торцов труб паз крюка должен быть снабжен вкладышами из мягкого материала.

14.8. При перемещении трубоукладчиком на короткие расстояния труб (секций) с наружным покрытием должны применяться мягкие полотенца или торцевые захваты с мягкими вкладышами. При этом стрела крана-трубоукладчика обшивается эластичными накладками.

14.9. При выполнении погрузочно-разгрузочных работ с обетонированными трубами следует применять торцевые захваты специальной конструкции (широкие), снижающие давление на кромки труб; коники трубовозов необходимо оборудовать эластичными подкладками.

14.10. При складировании труб запрещается:

укладывать в один штабель трубы разного диаметра;

производить укладку труб верхнего ряда до закрепления труб нижнего ряда;

складировать вместе изолированные и неизолированные трубы; укладывать трубы в наклонном положении с опиранием одной стороны труб на нижележащие трубы.

14.11. Высота штабеля труб ограничивается, исходя из условия сохранения геометрической формы сечения трубы и целостности покрытия.

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

14.13. При хранении труб, трубных секций, трубной арматуры и деталей их внутренняя полость должна быть защищена от засорения и загрязнения.

14.14. Складирование труб осуществляется на подготовленных площадках, на которых должны быть устроены водоотводы поверхностных вод. Во избежание попадания снега в полости труб штабели с торцов должны быть защищены щитами.

14.15. При складировании труб, имеющих покрытия места контакта труб с упорными и разделительными стойками должны быть облицованы амортизирующими материалами. Между рядами в штабеле должны быть уложены эластичные прокладки.

14.16. Для предотвращения раскатывания труб в штабеле следует использовать торцевые увязки. Кроме того, крайние трубы нижнего ряда необходимо подклинить с помощью металлического упора, облицованного резиной.

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

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

14.19. Раскладка по трассе изолированных и теплоизолированных труб (секций) производится трубоукладчиками, оснащенными мягкими стропами. Раскладка производится на лежки с мягкими накладками.

При раскладке вдоль траншеи труб и секций их следует размещать на расстоянии 1,5-2 м от бровки траншеи.

15. СВАРКА ТРУБОПРОВОДОВ

Аттестация технологии. Сварка и контроль приемочных стыков

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

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

15.3. Аттестацию технологии специальных сварочных и ремонтных работ допускается выполнять на катушках длиной не менее 250 мм.

15.4. В случае, если Заказчик предъявляет дополнительные требования (выходящие за регламентации данного документа) к технологии, объемам и методам неразрушающего контроля, видам механических испытаний (испытания на ударный изгиб, замеры твердости сварного соединения, коррозионные испытания специальных образцов и т.п.), аттестация технологии сварки становится двухэтапной, включающей исследовательскую и приемочную аттестации.

Исследовательский этап проводится с привлечением соответствующего НИИ, и его результаты оформляются в виде аттестационного отчета.

Аттестационный отчет, совместно с актом последующей аттестации технологии сварки приемочного стыка труб, является неотъемлемой частью исполнительной документации, передаваемой Заказчику и Генподрядчику.

15.5. Аттестация технологии сварки (при двухэтапной аттестации - приемочная аттестация) организуется Подрядчиком и производится комиссией, в которую, кроме представителя Подрядчика, входят также представители Заказчика, Генподрядчика и службы технадзора.

15.6. Аттестация технологии сварки производится в соответствии с технологической картой, в которой регламентируются:

технологический процесс сварки, предъявляемый к аттестации;

перечень рабочих операций, выполняемых в технологическом процессе сварки стыка;

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

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

требования к сборке стыков (тип применяемого центратора (наружный или внутренний), способ закрепления труб, параметры сборки);

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

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

положение труб в процессе сварки, количество и расположение прихваток; последовательность сварки слоев и допустимый временной интервал между их выполнением;

необходимость предварительного подогрева, сопутствующего нагрева и послесварочной термообработки, а также их параметры, средства и условия контроля температуры;

другие характеристики, соблюдение которых требуется при выполнении операций;

условия выполнения ремонта дефектных сварных швов;

параметры, требующие регистрации в процессе сварки;

геометрические параметры сварного соединения.

15.7. В процессе сварки стык подвергают операционному контролю, готовые сварные соединения подвергают контролю неразрушающими физическими методами, а также испытанию механических свойств сварного соединения.

15.8. Стыки, выполненные стыковой контактной сваркой оплавлением, после снятия внутреннего и наружного грата должны иметь усиление высотой не более 3 мм. При снятии внутреннего и наружного грата не допускается уменьшение толщины стенки трубы и наличие острых кромок.

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

При несоответствии хотя бы одного из выше названных параметров сварного соединения указанным требованиям стык бракуется и дальнейшим испытаниям не подвергается.

Определение соответствия фактических параметров режима сварки, записанных на диаграмме самопишущего прибора, заданным осуществляется в соответствии с методикой расшифровки.

При отклонении фактического режима сварки от заданного стык бракуется и дальнейшим испытаниям не подвергается.

15.9. При приемочной аттестации для оценки механических свойств сварных соединений испытывают образцы (плоские и трубчатые) на растяжение и статический изгиб (сплющивание).

Другие виды механических испытаний могут проводиться по усмотрению Заказчика, а также если они предусмотрены проектной документацией.

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

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

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

15.10. Количество образцов для различных видов испытаний приведено в табл. 28.

Таблица 28

Количество образцов для испытаний

Нормальный наружный диаметр трубы, мм

Количество образцов

на растяжение

на изгиб с расположением корня шва

на сплющивание

Всего

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 на растяжение сварного соединения труб диаметром более 89 мм должно проводиться на плоских поперечных образцах типа XII или XIII (ГОСТ 6996-66) с удалением выпуклости (усиления) шва.

15.12. Для испытаний на статический изгиб с расположением корня шва внутрь или наружу применяют образцы типа XXVII по ГОСТ 6996-66.

Для испытаний на статический изгиб "на ребро" применяют образцы типа XXVIIIa по ГОСТ 6996-66.

15.13. Временное сопротивление разрыву сварных соединений, определяемое на плоских разрывных образцах со снятым усилением шва, должно быть не ниже нормативного значения временного сопротивления разрыву основного металла труб.

15.14. Для сварных соединений, выполненных дуговой сваркой, среднее арифметическое значение угла загиба образцов должно быть не ниже 120°, а единичное минимальное значение - не ниже 100°.

15.15. Для сварных соединений, выполненных контактной стыковой сваркой, среднее арифметическое значение угла загиба образцов при испытании должно быть не ниже 70°; а его минимальное значение - не ниже 40°. При подсчете среднего арифметического значения все углы более 110° принимаются равными 110°.

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

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

15.17. Для специальных сварных соединений производится испытание не менее 2-х образцов на излом с надрезом.

15.18. Технология сварки считается аттестованной, если по данным операционного контроля, контроля неразрушающими физическими методами, результатам испытаний механических свойств сварные соединения удовлетворяют требованиям раздела настоящей инструкции.

15.19. В случае, если по каким-либо видам испытаний получены неудовлетворительные результаты, по согласованию с Заказчиком может быть проведена повторная сварка и испытания двух дополнительных стыков. Если при повторных испытаниях опять будут получены отрицательные результаты, решение о новых аттестационных испытаниях технологии сварки и объемах этих испытаний может быть принято Заказчиком только после выявления и устранения Подрядчиком причин неудовлетворительных результатов.

15.20. По результатам приемочной аттестации технологии сварки (приемочные стыки) составляется акт аттестации.

К акту прилагаются протоколы механических испытаний и неразрушающего контроля, а также результаты визуального контроля швов.

15.21. Результаты аттестационных испытаний технологии сварки распространяются только на те условия сварки, которые регламентированы технологической картой.

15.22. В случае одного или более перечисленных ниже изменений условий сварки должны быть проведены новые аттестационные испытания:

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

- изменение материала труб: ТУ или стандарта на поставку, прочностного класса (табл. 29), состояния поставки;

- изменение диаметра свариваемых труб за пределы групп, приведенных и табл. 30;

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

Таблица 29

Группы по классу прочности труб

Группа

Класс прочности

Нормативное значение временного сопротивления разрыву металла МПа (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 труб свыше 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 разделки кромок за пределы допусков, регламентированных технологической инструкцией;

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

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

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

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

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

- изменение параметров предварительного и сопутствующего подогревов и послесварочной термообработки;

- уменьшение числа сварщиков на корневом слое шва против предусмотренного технологической инструкцией.

15.23. Аттестацию технологии ремонта дефектных стыков целесообразно проводить одновременно с аттестацией технологии сварки трубопровода преимущественно на том же стыке. При проведении аттестации технологии ремонта производят ремонт участков сварного шва длиной не менее 300 мм в потолочной части стыка. При диаметре трубы меньше 426 мм - не менее 1/6 периметра трубы. В том случае, если ремонт сварного шва выполняется теми же сварочными материалами и тем же методом сварки, которые предусмотрены аттестованной технологией, разрешается аттестовать технологию ремонта по результатам неразрушающего контроля ремонтного участка шва.

15.24. Технология сборки и сварки захлестов и другие специальные сборочно-сварочные работы должны быть аттестованы самостоятельно.

Аттестация сварщиков. Сварка допускных стыков

15.25. К аттестационным испытаниям сварщиков по аттестованной для данного объекта технологии сварки допускаются сварщики, сдавшие экзамены в соответствии с "Правилами аттестации сварщиков", утвержденными Госгортехнадзором России и имеющие удостоверения установленной формы.

15.26. Все сварщики до начала работ на данном объекте должны выполнить сварку допускных стыков на специально подготовленных катушках.

Сварщики, участвовавшие в аттестации технологии сварки и выполнявшие приемочный стык, признанный годным, от аттестации на допускных стыках освобождаются.

15.27. Допускной стык должен свариваться в присутствии представителей технадзора Заказчика в условиях непрерывного пооперационного контроля и последовательной оценки качества каждой операции.

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

он имел перерыв в своей работе более трех месяцев;

в технологическую документацию внесены изменения.

Допускной стык подвергают:

пооперационному контролю в процессе сварки;

визуальному осмотру с определением геометрических параметров сварного соединения;

радиографическому контролю;

испытанию образцов на излом с надрезом.

15.28. Испытания образцов на излом с надрезом выполняются после радиографического контроля допускного стыка.

Образцы для испытания на излом с усилением шва должны иметь длину около 230 мм и ширину около 20 мм. Они могут быть вырезаны газовой резкой, фрезой или другим аналогичным инструментом с 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 по результатам контроля допускной стык не принят, то разрешается выполнить сварку и контроль двух других допускных стыков; в случае получения при повторном контроле неудовлетворительных результатов, хотя бы на одном из стыков, сварщик признается невыдержавшим испытание. К повторному испытанию сварщик может быть допущен только после дополнительного обучения (тренировки) по специальной программе, согласованной с технадзором Заказчика.

15.30. Срок действия аттестационных испытаний сварщиков определяется продолжительностью строительства данного объекта, если соблюдены следующие условия:

- сварщик в течение всего этого времени выполняет только ту работу, по которой он прошел аттестационные испытания;

- перерыв в работе за этот период не превышает трех месяцев.

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

Подготовка кромок и сборка стыков

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

Подготовку кромок со стандартной разделкой (см. рис. 4а) можно выполнять как механической обработкой, так и газовой резкой с последующей зачисткой шлифмашинкой. Подготовку кромок с двухскосой разделкой (см. рис. 4б) можно выполнять только механической обработкой концов труб или патрубков. Такая разделка является предпочтительной при изготовлении трубных узлов и толстостенных труб при толщине стенки 15 мм и более.

Рис. 4. Формы подготовленных кромок:

а - со скосом кромок; б - с криволинейным скосом кромок; В = 7 мм при толщине стенки 15-20 мм; В = 10 мм при толщине стенки больше 20 мм

15.32. До начала сборки на всех поступивших для сварки труб, деталях трубопроводов, арматуре мастером (или другим ответственным лицом) должно быть проверено наличие клейм, маркировки, а также сертификатов завода-изготовителя, подтверждающих соответствие 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 сборки трубы, детали трубопроводов и арматура должны пройти входной контроль на пригодность к сборке.

При визуальном контроле поверхности труб, включая зоны заводских продольных швов, должны быть выявлены недопустимые дефекты, регламентированные техническими условиями на поставку труб.

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

На поверхности труб или деталей не допускаются:

- трещины, плены, рванины, закаты любых размеров;

- местные перегибы, гофры и вмятины.

15.34. Во избежание получения "косых" стыков необходимо проверить соответствие степени отклонения свариваемого торца от угольника, который должен быть не выше следующих значений:

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

15.35. Все местные уступы и неровности, имеющиеся на свариваемых торцах и препятствующие их точному соединению, следует до начала сборки устранить с помощью абразивного круга или напильника, не допуская острых углов и резких переходов.

15.36. Перед сборкой труб необходимо очистить внутреннюю полость труб и деталей трубопроводов от грунта, грязи, снега и т.п. загрязнений, а также механически очистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб, деталей трубопроводов, патрубков, арматуры на ширину не менее 10 мм.

Перед сборкой необходимо обрезать деформированные концы труб и участки с поврежденной поверхностью труб.

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

Вмятины и деформированные торцы глубиной более 3,5 % от диаметра труб, а также любые вмятины с резкими перегибами, вмятины с надрывами или вмятины, совпадающие с дефектами поверхности или кромок труб, исправлению не подлежат и должны быть вырезаны.

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

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

15.40. Допускается ремонт сваркой дефектов на фасках труб (забоин, задиров) глубиной не более 5 мм с последующей механической зачисткой мест исправления дефектов до восстановления необходимого скоса кромок. Ремонт этих дефектов следует производить электродами, прочностной класс которых не превышает соответствующего типу Э50А-Б, независимо от прочностного класса труб.

15.41. При сборке стыков труб с одинаковой нормативной толщиной стенки должны соблюдаться следующие требования:

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

величина наружного смещения в этом случае не нормируется, однако должен быть обеспечен последующий плавный переход поверхности шва к основному металлу в соответствии с технологической картой;

смещение кромок электросварных труб не должно превышать 20 % нормативной толщины стенки, но не более 3 мм. Измерение величины смещения кромок допускается проводить шаблоном по наружным поверхностям труб.

Для труб с нормативной толщиной стенки до 10 мм допускается смещение кромок до 40 % нормативной толщины, но не более 2 мм.

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

Если разность внутренних диаметров стыкуемых бесшовных труб диаметром не более 89 мм, выполненных из углеродистых нелегированных сталей, превышает требования п. 15.41, то для обеспечения плавных переходов в месте стыка может быть произведена безударная раздача концов труб без нагрева при температуре окружающего воздуха более +5 °С.

В случае более низких температур окружающего воздуха при безударной раздаче необходим подогрев на 100-150 °С.

Сборку труб диаметром 529 мм и выше следует производить на внутренних центраторах с гидравлическим или пневматическим приводом.

15.42. При сборке стыков труб или труб с деталями трубопроводов и патрубками арматуры допускается их непосредственное соединение без дополнительной обработки кромок только в следующих случаях:

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

для толщин стенок более 12,5 мм, если нормативная разность толщин не превышает 3,0 мм. В этом случае смещения стыкуемых кромок не допускаются.

Сборка труб или труб с деталями трубопроводов и запорной арматурой с большей нормативной разнотолщинностью, чем это указано, может осуществляться:

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

непосредственным соединением свариваемых торцов после специальной подготовки кромок изнутри и (или) снаружи более толстостенного элемента с толщиной стенки t3 до толщины свариваемого торца t2 (рис. 5), которая не должна превышать 1,5 толщины менее толстостенного элемента t1.

В результате условием непосредственного соединения является величина t2 £ 1,5t1.

По величине t3 (исходная толщина толстостенного элемента) определяются необходимость и величина:

предварительного подогрева;

местной послесварочной термической обработки.

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

15.44. В случае технической невозможности при сборке труб диаметром более 529 мм соблюдения требований по "разведению" заводских швов, расстояния между этими смежными швами Производитель работ должен согласовывать в каждом отдельном случае с представителем Заказчика.

Рис. 5. Регламентируемые варианты обработки торцов стыкуемых разнотолщинных элементов

t1 - толщина стенки более тонкостенного элемента; t2 - толщина свариваемого торца более толстостенного элемента; t3 - толщина стенки более толстостенного элемента

Рекомендуется располагать заводские продольные швы в верхней половине периметра свариваемых труб.

15.45. При сборке на внутреннем центраторе и последующей сварке целлюлозными электродами сварщикам следует приступать непосредственно к выполнению корневого слоя шва без прихваток. Если по каким-либо причинам в процессе поиска и установки технологического зазора прихватка все же поставлена и выполняет не свойственную ей роль "подвижного шарнира", то она должна быть полностью вышлифована и заварена вновь при сварке корневого слоя шва.

15.46. При сборке на наружном центраторе и последующей сварке корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия количество прихваток равномерно распределяется по периметру стыка.

Высота прихваток не должна превышать 50 % толщины стенки трубы. Прихватки следует выполнять не ближе 100 мм от продольных швов трубы. Количество и размеры прихваток приведены в табл. 32.

Таблица 32

Количество и размеры прихваток при ручной дуговой сварке корневого слоя шва

Диаметр стыка, мм

Количество прихваток не менее, шт.

Длина прихваток, не менее, мм

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 началом выполнения сварочных работ поворотных и неповоротных стыков труб производится просушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков.

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

- при наличии влаги на трубах независимо от температуры окружающего воздуха;

- при температуре окружающего воздуха ниже +5 °С.

15.48. Предварительный подогрев производится в случае выполнения корневого слоя шва ручной дуговой сваркой, сваркой в среде углекислого газа или самозащитной порошковой проволокой.

Температура торцов труб непосредственно перед началом выполнения сварки определяется исходной толщиной стенки труб, патрубков арматуры или деталей (t3), видом электродного покрытия или заполнителя порошковой проволоки, температурой окружающего воздуха, состоянием поставки стали, величиной эквивалента углерода Сэкв металла трубы.

При сварке корневого слоя шва электродами с целлюлозным покрытием температура металла должна быть не ниже 100 °С вне зависимости от температуры окружающего воздуха; при сварке горячего прохода - не ниже 50 °С.

15.49. В остальных случаях параметры предварительного подогрева определяются в соответствии с требованиями ВСН 006-89 (Миннефтегазстроя).

Температуру предварительного подогрева следует контролировать контактными термометрами или термокарандашами.

Замерять температуру следует на расстоянии 10-15 мм от торца трубы непосредственно перед началом выполнения сварки; место замера температуры контактными термометрами нужно предварительно зачистить металлической щеткой.

Технические характеристики термоиндикаторных карандашей по ТУ 6-10-1110-76 приведены в табл. 33.

Таблица 33

Марка карандаша

Температура перехода, °С

Цвет штриха термоиндикаторных карандашей

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 только последняя операция.

Если при замере температуры непосредственно перед сваркой будет обнаружено, что температура стыка оказалась ниже установленной, то необходим повторный нагрев.

Технология сварки

15.50. При строительстве промысловых трубопроводов применяют следующие методы сварки:

ручную электродуговую штучными электродами;

ручную и механизированную аргонодуговую (для корневого слоя шва);

автоматическую под флюсом;

автоматическую и механизированную в защитных газах;

автоматическую и механизированную самозащитной порошковой проволокой с принудительным и свободным формированием корня шва;

стыковую оплавлением;

автоматическую дугоконтактную;

индукционную пайку.

Подрядная организация должна применять только те технологии сварки, которые:

аттестованы в установленном порядке;

зафиксированы в технологической карте.

Любые сварочные работы на строительстве трубопроводов любого назначения следует выполнять только с применением сварочных материалов, марки которых регламентированы для трубопроводного строительства.

15.51. Запрещается осуществлять сварку с применением любых присадок, непосредственно подаваемых в дугу или предварительно заложенных в разделку.

Сварщик, уличенный в использовании присадок, от сварки отстраняется.

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

15.53. При применении для сборки стыка наружных центраторов снимать их допускается после сварки не менее 50 % стыка.

При этом отдельные участки шва должны быть равномерно расположены по периметру стыка. Перед продолжением сварки корневого шва после снятия центратора все сваренные участки шва должны быть зачищены, а концы швов прорезаны шлифмашинкой.

15.54. До полного завершения корневого слоя не разрешается перемещать свариваемый стык.

15.55. Для предупреждения образования дефектов между слоями перед выполнением каждого последующего слоя поверхность предыдущего слоя должна быть очищена от шлака и брызг.

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

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

50 мм - для диаметров менее 426 мм;

75 мм - для диаметров менее 1020 мм;

100 мм - для диаметров более 1020 мм

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

При многоваликовой сварке толстостенных элементов, когда один проход выполняется несколькими валиками, "замки" соседних валиков должны быть смещены один относительно другого не менее, чем на 30 мм.

Все кратеры должны быть заплавлены.

15.56. Во всех случаях подварка изнутри может осуществляться только электродами с покрытием основного вида. Подварочный шов не должен иметь грубой чешуйчатости, должен быть сварен без западаний и выступов (см. п. 15.58).

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

15.57. Исправление дефектов в стыках, выполненных дуговыми методами сварки, следует производить следующим образом:

подваркой изнутри трубы дефектных участков в корне шва;

наплавкой ниточных валиков толщиной не более 3 мм при ремонте наружных и внутренних недопустимых подрезов;

вышлифовкой и последующей заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами;

при ремонте стыка с трещиной длиной до 50 мм включительно засверливаются два отверстия на расстоянии не менее 30 мм от краев трещины с каждой стороны, дефектный участок вышлифовывается полностью и заваривается вновь;

обнаруженные при внешнем осмотре недопустимые дефекты должны устраняться до проведения контроля неразрушающими методами.

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

15.58. Облицовочный слой должен быть сварен без западаний (углублений) между валиками и без образования грубой чешуйчатости. Допустимый максимальный размер указанных дефектов в зависимости от толщины стенки трубы следующий:

для труб с толщиной стенки:

до 10 мм - 1,0 мм;

от 10 мм до 20 мм - 1,5 мм;

свыше 20 мм - 2,0 мм.

После сварки облицовочного слоя шва поверхность шва и примыкающего к нему участка трубы необходимо:

очистить от брызг;

зашлифовать участки шва с грубой чешуйчатостью, превышающей вышеприведенные нормы;

зашлифовать участки грубого межваликового рельефа, превышающего вышеприведенные требования;

зашлифовать участки резких переходов от металла шва к основному металлу.

Сварка захлестов

15.59. Сварка захлесточных стыков при ликвидации технологических разрывов может производиться в следующих условиях:

оба конца стыкуемых участков трубопровода свободны (не засыпаны землей) и имеют свободное перемещение в вертикальной и горизонтальных плоскостях;

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

оба концевых участка соединяемых участков трубопровода защемлены (соединены с патрубками запорной арматуры и пр.).

В первых двух случаях замыкание трубопровода может осуществляться сваркой одного кольцевого захлесточного стыка или вваркой катушки с выполнением двух кольцевых стыков.

В третьем случае ликвидацию технологического разрыва производят путем вварки катушки с выполнением двух кольцевых стыков.

Для удобного монтажа захлеста следует оставлять незасыпанными концы стыкуемых участков трубопровода на расстоянии 20-60 м в обе стороны от места сварки захлесточного стыка (в зависимости от диаметра).

15.60. Подготовку труб к сборке захлесточного стыка рекомендуется выполнять в следующей последовательности:

торец одного из стыкуемых участков трубопровода подготавливают под сварку и укладывают на опоры высотой 50-60 см по оси трубопровода. На торце без закрепления устанавливают наружный центратор;

конец второго стыкуемого трубопровода вывешивают рядом с первой и производят разметку места реза с помощью шаблона для обеспечения перпендикулярности плоскости реза оси трубопровода;

производят механизированную газовую резку размеченного участка и последующую обработку торца механизированным абразивным инструментом;

производят сборку стыка с помощью наружного центратора. В процессе сборки совмещение осей стыкуемых участков трубопровода производят краном-трубоукладчиком; при этом высота подъема обрезанного участка не должна превышать 1,5 м на расстоянии 50-60 м от торца;

в процессе сборки устанавливают зазор в стыке, регламентированный технологической картой. Для фиксации сборочного зазора допускается установка прихваток;

для повышения качества сборки рекомендуется собирать стык с зазором, на 0,5-1 мм меньшим рекомендуемого технологической картой, с последующим сквозным калиброванным пропилом зазора абразивным кругом толщиной 2,5-3,0 мм;

в случае необходимости в процессе сборки допускаются перемещения в горизонтальной и вертикальной плоскостях торцами обоих стыкуемых трубопроводов.

15.61. Подготовку труб к сборке при вварке катушки рекомендуется выполнять в следующей последовательности:

соединяемые концы труб обрезают и подготавливают под сварку в соответствии с требованиями, изложенными в настоящем разделе;

изготавливают катушку требуемой длины из трубы такой же толщины, диаметра и марки стали, что и соединяемые трубы;

пристыковывают катушку к трубопроводу и производят сборку одного стыка с применением наружного центратора;

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

длина ввариваемой катушки должна быть не менее 250 мм.

15.62. В процессе монтажа захлесточного стыка для установки требуемого зазора или обеспечения соосности труб запрещается натягивать трубы силовыми механизмами, нагревать за пределами зоны сварного стыка.

В процессе сварки захлесточного стыка запрещается производить изменения параметров монтажной схемы, зафиксированной к моменту завершения сборки. Опуск приподнятого для монтажа участка (участков) трубопровода разрешается только после окончания сварки стыка.

Сварку захлесточных стыков следует выполнять без перерывов. Сварные соединения запрещается оставлять незаконченными.

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

Сварку захлесточных стыков на трубах диаметром 426 мм и выше должны выполнять не менее 2-х сварщиков.

Выполнять работы по ликвидации технологических разрывов следует, как правило, в дневное время при температуре не ниже -30 °С.

Для сварки захлесточных стыков должны быть разработаны специальные технологические карты.

Вварка заплат

15.63. В процессе строительства, в случае необходимости и по согласованию с Заказчиком, могут вырезаться технологические отверстия.

Отверстие в плане должно иметь форму овала с двумя взаимно перпендикулярными осями симметрии. Большая ось овала должна быть не менее 150 мм, а меньшая ось - не менее 100 мм. Размеры отверстий не должны превышать 250´350 мм.

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

Отверстие под заплату выполняется, преимущественно, с применением копира для вырезки отверстий и заплат. Торцы отверстия в основной трубе должны быть обработаны с помощью абразивных кругов и иметь стандартную разделку кромок.

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

15.64. Технологические отверстия завариваются с помощью заплат.

Заплаты следует изготавливать заранее в стационарных условиях из отдельного отрезка трубы того же диаметра, толщины стенки и класса прочности, что и основная труба.

Заплаты должны иметь обработанные под сварку и зачищенные до металлического блеска кромки.

Вварка заплат осуществляется с использованием подкладных колец или пластин.

Прихватка и сварка подкладных колец (пластин) производится только при положительной температуре металла трубы и заплаты.

Непосредственно перед вваркой заплата и участок трубы (пояс шириной не менее 500 мм) должны быть подвергнуты предварительному подогреву.

Ремонт сварных соединений с помощью сварки

15.65. Ремонту подвергаются сварные соединения, в которых суммарная длина участков с недопустимыми дефектами, включая трещины, не превышает 1/6 периметра стыка, а суммарная длина участков с трещинами не превышает 1/12 периметра стыка.

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

Ремонт сварных стыков, выполненных контактной сваркой оплавлением или сваркой вращающейся дугой вне зависимости от диаметра труб осуществляют снаружи. Ремонт стыков, выполненных методами электрической дуговой сварки, труб диаметром до 1020 мм осуществляют только снаружи, а труб диаметром 1020 мм и более - также и изнутри, в зависимости от глубины залегания дефекта и возможности доступа к стыку изнутри трубы.

Места ремонта и номер ремонтируемого сварного стыка должны указываться несмываемой краской.

15.66. Разметку для последующей выборки дефектного участка как при ремонте снаружи или изнутри выполняют таким образом, чтобы длина выборки была не менее 100 мм и больше длины дефектного участка не менее, чем на 30 мм в каждую сторону.

Выборка дефектного участка преимущественно должна осуществляться механическим способом.

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

При ремонте снаружи дефектов, расположенных в корневой части сварного соединения между дном разделки кромок и внутренней поверхностью трубы, должен оставаться слой металла толщиной 3-4 мм. Ширина дна разделки кромок в этом случае должна составлять 0,5-0,6 от толщины стенки трубы.

15.67. Ремонт сваркой должен производиться только электродами с основным видом покрытия, марки которых регламентированы для трубопроводного строительства.

15.68. Ремонт одного дефектного стыка должен выполнять один сварщик.

16. КОНТРОЛЬ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

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

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

Таблица 34

Объемы контроля сварных соединений промысловых трубопроводов

Категории участков трубопроводов

Количество сварных соединений, проконтролированных физическими методами, %

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 приведены минимальные объемы контроля. По требованию Заказчика объемы контроля отдельных участков трубопроводов могут быть увеличены. Это требование должно быть отражено в проектной документации.

2. На трубосварочных базах с большой номенклатурой типоразмеров труб, свариваемых для различных классов и категорий трубопроводов и их участков, должно быть предусмотрено увеличение объемов радиографического контроля поворотных сварных соединений до 100 %, при этом требования настоящей таблицы распространяются на сварные соединения, выполненные неповоротной сваркой.

3. Сварные соединения участков трубопроводов на переходах через железные и автомобильные дороги III категории должны быть проконтролированы в объеме 100 % радиографическим методом.

4. При невозможности контроля угловых сварных соединений ультразвуком он может быть заменен контролем методами радиографии по ОСТ 102-51-85 и ГОСТ 7512-82.

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

16.4. Дефекты сварных соединений по результатам ультразвукового контроля относят к одному из следующих 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).


Таблица 35

Допустимые значения дефектов сварочного шва

Тип дефекта

Условные обозначения

Схематическое изображение дефекта

Допустимые размеры дефектов сварного шва

Примечания

в сечении

В плане

глубина

длина

Длина на 300

Поры

сферические, радиальные

Аа

Максимально допустимая суммарная площадь проекций пор на радиографическом снимке не должна превышать 5 % площади участка, ширина которого равна S, а длина - 50 мм

1. В таблице приняты следующие обозначения: S - толщина стенки трубы; l - расстояние между соседними порами; d - максимальный размер пары.

2. К цепочке относят такие дефекты, которые расположены на одной линии в количестве не менее 3 с расстоянием между ними, меньшим пятикратного размера дефекта.

4. Во всех случаях макси