При определении минимального расстояния по формуле (7.1) полученное значение следует округлить в большую сторону с точностью до 5 м. 7.2.1.6 При соответствующем обосновании допускаются проектные решения, предусматривающие сокращение минимального расстояния от оси МГ до объектов групп А-Д: - для участков категории Н до 50 % от указанных в таблице 3 при повышении категории участка до категории В; - участков категории Н до 25 % от указанных в таблице 3 при повышении категории участка до категории С; - участков категории С до 25 % от указанных в таблице 3 при повышении категории участка до категории В. 7.2.1.7 Минимальное расстояние от ближайшего магистрального газопровода диаметром 1000 мм и более с рабочим давлением свыше 2,5 МПа и от границ технических коридоров трубопроводов до границ проектной застройки городов и других населенных пунктов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера следует принимать не менее 700 м. В стесненных условиях, когда это расстояние выдержать невозможно, его допускается сокращать до 350 м при условии повышения категорийности таких участков до категории С и принятия дополнительных мер, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода, или до значений, приведенных в таблице 3, при отсутствии в районе прокладки газопроводов многолетне мерзлых грунтов. 7.2.2 Расстояния от КС, СОГ и ГРС до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений 7.2.2.1 Минимальные расстояния Lcs от КС, СОГ и ГРС до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений, указанных в позициях 1-7 таблицы 4, вычисляют по формуле (7.3) (7.4) (7.5) где Dу - диаметр газопровода условный, выбирается максимальное значение из условных диаметров газопроводов-шлейфов от узла подключения производственной площадки и коллекторов на производственной площадке, мм; р - рабочее давление в газопроводе, МПа; Lcs_bas - базисное значение минимального расстояния, принимаемое по таблице 4 для диаметра МГ Dy = 1400 мм и рабочего давления; p = 9,81 МПа. При определении минимального расстояния по формуле (7.3) полученное значение следует округлить в большую сторону с точностью до 5 метров. Для объектов, указанных в позициях 8-14 таблицы 4, минимальные расстояния следует принимать равными базисным значениям, указанным в таблице 4, независимо от диаметра газопровода и рабочего давления. 7.2.2.2 Минимальное значение условного диаметра, которое следует подставлять в формулу (7.3), не должно быть менее Dy = 300 мм. 7.2.2.3 Угол подхода газопроводов к площадкам КС, ГРС, УКПГ (между осью газопровода и оградой площадок) следует принимать не менее 60°. В случае несоблюдения данного условия участок газопровода, примыкающий к площадкам, на соответствующем расстоянии следует принимать категории В. 7.2.3 Расстояния между параллельными нитками газопроводов 7.2.3.1 Расстояние между осями смежных газопроводов разных диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для газопровода большего диаметра. 7.2.3.2 Расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов (или нефтепродуктопроводов) необходимо предусматривать как для газопроводов (за исключением случаев, приведенных в 7.3.3.10). 7.2.3.3 В случае если минимальное расстояние между трубопроводами находится вычислением по приведенным ниже формулам, полученное значение следует округлить в большую сторону с точностью до 1 м. Таблица 4 - Базисные значения минимальных расстояний от КС, СОГ и ГРС (м) для газопровода с условным диаметром Dу = 1400 мм при рабочем давлении р = 9,81 МПа
7.2.3.4 Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов при подземной прокладке с рабочим давлением до 9,81 МПа следует принимать по таблице 5 (кроме газопроводов, указанных в 7.2.3.10). Таблица 5 - Расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов при подземной прокладке с рабочим давлением до 9,81 МПа
7.2.3.5 Минимальные расстояния Lpar, м, между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками подземных газопроводов в случае, если рабочее давление хотя бы в одном из них превышает 9,81 МПа, вычисляют по формуле (7.6) (7.7) где pi - рабочее давление в i-м газопроводе, МПа. В случае если pi < 9,81 МПа, в формулу (7.7) следует подставлять значение pi = 9,81 МПа; Lpar.bas.i - базисное значение минимального расстояния при параллельной прокладке i-го газопровода при рабочем давлении, равном 9,81 МПа, принимаемое по таблице 5 в зависимости от диаметра газопровода. 7.2.3.6 Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов с рабочим давлением до 9,81 МПа включительно при надземной, наземной или комбинированной прокладке в районах, указанных в 11.1 (за исключением горной местности), следует принимать по таблице 6. Таблица 6 - Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов с рабочим давлением до 9,81 МПа при их надземной, наземной или комбинированной прокладке
7.2.3.7 Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов при надземной, наземной или комбинированной прокладке в районах, указанных в 11.1 (за исключением горной местности), в случае, если рабочее давление хотя бы в одном из них превышает 9,81 МПа, следует определять аналогично 7.2.3.5, при этом базисные значения минимальных расстояний следует принимать из таблицы 6 в зависимости от условного диаметра газопровода. 7.2.3.8 При выборе расстояний между параллельными нитками строящихся и действующих газопроводов проектируемые газопроводы должны располагаться на всем протяжении, как правило, с одной стороны от существующих газопроводов при параллельной их прокладке. 7.2.3.9 Расстояния между параллельно строящимися и действующими газопроводами (с рабочим давлением до 10 МПа включительно) в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в 7.3.3.10) следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных: - в таблице 6 - при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов; - таблице 7 - при подземной прокладке газопроводов. 7.2.3.10 Минимальные расстояния между параллельно строящимися и действующими газопроводами при подземной прокладке в одном техническом коридоре в случае, если рабочее давление хотя бы в одном из них превышает 10 МПа, следует определять аналогично 7.2.3.5, при этом базисные значения минимальных расстояний следует принимать из таблицы 7 в зависимости от условного диаметра газопровода и назначения земли, по которой проходит газопровод. Таблица 7 - Минимальные расстояния между параллельно строящимися и действующими газопроводами при подземной прокладке с рабочим давлением до 9,81 МПа
7.2.3.11 Расстояние между параллельными нитками трубопроводов (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу), прокладываемых в одном техническом коридоре в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в многолетнемерзлых грунтах), следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее: - между газопроводами - значений, приведенных в таблице 8; - нефтепроводами и газопроводами - 1000 м. 7.2.3.12 Указанные в 7.3.3.10 расстояния могут быть сокращены до общепринятых норм при условии транспорта газа с охлаждением до отрицательных температур или при обеспечении фиксации положения оси проектируемого газопровода при помощи специальных устройств. Таблица 8 - Минимальные расстояния между параллельными нитками газопроводов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в многолетнемерзлых грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность
7.3 Расстояния для трубопроводов топливного и импульсного газа7.3.1 Трубопроводы топливного и импульсного газа относятся к технологическим трубопроводам основного назначения. Трубопроводы топливного и импульсного газа допускается прокладывать в одной траншее при выполнении следующих условий: - расстояние между трубопроводами в свету должно быть не менее 0,5 м; - оба трубопровода должны быть не ниже категории В; - изоляционное покрытие должно быть усиленного типа; - разрешается их прокладка параллельно подводящим и отводящим газопроводам (газопроводам-шлейфам) на расстоянии не менее 15 м независимо от района строительства; - для обеспечения возможного переключения кранов узла подключения при отсутствии газа на площадке КС предусмотреть резервную запитку импульсного газа непосредственно из трассы. 7.4 Охранные зоны7.4.1 Установление охранных зон газопровода и нанесение их на районные карты землепользования производится с целью обеспечения условий безопасной работы газопровода путем: - исключения проведения несанкционированных строительно-монтажных, землеройных, взрывных и иных видов работ (кроме сельскохозяйственных), способных в той или иной мере повредить технологическое оборудование либо коммуникации газопровода; - ограничения других видов деятельности, которая может нанести ущерб газопроводу (разведения открытого огня, складирования сырья, продукции, отсыпных материалов, установки каких бы то ни было препятствий, ухудшающих доступ эксплуатирующего персонала к объектам газопровода и др.). 7.4.2 Охранные зоны устанавливаются вокруг объектов газопровода по представлению проектной организации актами органов исполнительной власти или местного самоуправления и наносятся на районные карты землепользования. Соблюдение ограничений на деятельность в охранных зонах предусматривается Земельным кодексом Российской Федерации [8] и Федеральным законом «О газоснабжении в Российской Федерации» [9]. 7.4.3 Ответственность за содержание охранных зон газопровода в должном противопожарном состоянии лежит на эксплуатирующей организации (собственнике трубопровода). 7.4.4 Размеры охранных зон объектов газопроводов устанавливаются в соответствии с Правилами [3]. 7.4.5 На границах сухопутных участков и переходов через судоходные реки, озера охранные зоны имеют ширину 100 м в каждую сторону от газопровода, В сторону суши охранные зоны переходов продлеваются вдоль трассы на удаление 50 м от уреза воды по горизонту высоких вод 10 % обеспеченности. 7.4.6 Для многониточных газопроводов на участках прохождения нескольких ниток газопровода в одном коридоре допускается (в отличие от существующих нормативов) устанавливать как единую охранную зону, охватывающую все нитки коридора (шириной по 25 м во внешнюю сторону от крайних ниток), так и совокупность отдельных охранных зон для каждой из ниток коридора. Решение по данному вопросу принимается проектной организацией исходя из целесообразности в каждом конкретном случае. Данное решение должно быть закреплено актами органов исполнительной власти или местного самоуправления. 7.4.7 На судоходных реках работы, связанные с изменением русла в границах до 1000 м от подводных переходов, следует согласовывать с эксплуатирующей газопровод организацией. 8 Конструктивные требования к газопроводам
|
Категория участка газопровода |
Расчетные коэффициенты |
|
Fy |
Fu |
|
Н |
0,72 |
0,63 |
С |
0,60 |
0,52 |
В |
0,50 |
0,43 |
Таблица 10 - Значения коэффициентов ky, a, b
Категория участка газопровода |
σу/σu ≤0,60 |
0,60 < σу/σu ≤ 0,80 |
|
ky |
а |
b |
|
Н |
1,250 |
2,000 |
1,250 |
С |
1,333 |
2,333 |
1,667 |
В |
1,400 |
2,600 |
2,000 |
13.2.5 Кроме того, расчетная толщина стенки трубы должна удовлетворять условиям таблицы 17 в части назначения уровней испытательного давления в верхней и нижней точках испытываемого участка газопровода.
13.2.6 Расчетное значение толщины стенки трубы округляется в большую сторону с точностью 0,1 мм. В качестве номинальной толщины стенки трубы следует взять ближайшее большее значение толщины стенки по используемым в проекте техническим условиям или стандартам на трубы.
Номинальную толщину стенки труб следует принимать равной не менее 1/100 наружного диаметра трубы, но не менее 3 мм для труб Ду до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб Ду свыше 200 мм.
Номинальную толщину стенки трубопроводов импульсного и топливного газа следует принимать равной не менее 6 мм для труб с наружным диаметром 159 мм и не менее 5 мм - для труб с наружным диаметром 57 мм.
13.2.7 Увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетным значением из-за конструктивной схемы прокладки с целью защиты от коррозии и т.п. должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.
13.2.8 Расчетную толщину стенки соединительных деталей Tfit мм, следует определять:
- для тройниковых соединений:
- по приложению А - для штампованных и штампосварных тройников (ТШС);
- приложению Б - для сварных тройников без усиливающих элементов (ТС);
- отводов (кроме отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода), конических переходов, переходных колец и заглушек - по формуле
(13.6)
где η - коэффициент несущей способности соединительной детали;
td - расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр и материал соединительной детали, мм.
Расчетную толщину стенки отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, следует принимать как для прямых труб, из которых изготовлены данные отводы.
Примечание - Толщину стенки переходов следует рассчитывать по большему диаметру.
13.2.9 Значения коэффициента несущей способности следует принимать равным:
- для отводов - по таблице 11 в зависимости от кривизны отвода;
- заглушек, переходных колец и конических переходов с утлом наклона образующей менее 12°: η = 1.
Таблица 11 - Значения коэффициента несущей способности отводов
Отношение радиуса кривизны отвода к его наружному диаметру R/D |
1,0 |
1,5 |
2,0 и более |
Коэффициент несущей способности отвода η |
1,30 |
1,15 |
1,00 |
13.2.10 Толщина стенки соединительной детали, кроме отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, должна быть не менее расчетной.
Номинальная толщина стенки детали устанавливается изготовителем с учетом технологического утонения толщины стенки в процессе изготовления детали и допускаемых минусовых отклонений на толщину стенки исходной трубы или листового проката с округлением до ближайшей большей толщины по соответствующим стандартам или техническим условиям.
Номинальная толщина стенки отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных и электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, принимается равной номинальной толщине прямых труб, из которых изготовлены данные отводы. Минимальная толщина стенки отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных и электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, должна быть в пределах минусового допуска на трубы, из которых они изготовлены.
Примечание - Номинальная толщина стенки соединительной детали должна быть не менее 4 мм.
13.2.11 Толщина кромки под сварку соединительной детали должна удовлетворять условиям 13.2.1-13.2.5, в которых используются присоединяемый диаметр и нормативные свойства материала детали.
13.3 Проверка условий прочности
13.3.1 Расчет газопровода на прочность состоит в выполнении следующих проверок:
- кольцевых напряжений;
- продольных напряжений;
- эквивалентных напряжений.
13.3.2 Поверочный расчет газопровода на прочность следует производить после выбора его основных размеров с учетом всех нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев.
13.3.3 Определение усилий от нагрузок и воздействий, возникающих в отдельных элементах газопроводов, необходимо производить методами строительной механики расчета статически неопределимых стержневых систем.
13.3.4 Расчетная схема газопровода должна отражать действительные условия его работы, а метод расчета - учитывать возможность использования компьютерных программ.
13.3.5 В качестве расчетной схемы газопровода следует рассматривать статически неопределимые плоские или пространственные, простые или разветвленные стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия газопровода с опорными устройствами и окружающей средой (при укладке непосредственно в грунт). При этом коэффициенты повышения гибкости отводов и тройниковых соединений определяются согласно разделу 13.4.
Примечание - В расчетной схеме газопровода электроизолирующие вставки следует рассматривать как неравнопрочные элементы.
13.3.6 Арматуру, расположенную на трубопроводе (краны, обратные клапаны и т.д.), следует рассматривать в расчетной схеме как твердое недеформируемое тело.
13.3.7 Расчет газопровода на прочность следует выполнять по методу допускаемых напряжений, которые определяются как произведение нормативного минимального предела текучести и нормативного минимального предела прочности материала труб на соответствующие расчетные коэффициенты. Значения расчетных коэффициентов зависят от вида проверки напряжений и регламентируются настоящим стандартом.
13.3.8 Условие прочности для кольцевых напряжений выполняется, если кольцевые напряжения от расчетного давления σh, МПа, вычисляются по формуле
и удовлетворяют условию
(13.8)
где σh - кольцевое напряжение от внутреннего давления;
Рd - расчетное внутреннее давление, МПа;
D - наружный диаметр трубы, мм;
tп - толщина стенки трубы номинальная, мм;
σу - нормативный предел текучести материала труб, МПа;
σu - нормативный предел прочности материала труб, МПа;
Fy - расчетный коэффициент по пределу текучести, принимаемый по таблице 9 в зависимости от категории участка газопровода;
Fu - расчетный коэффициент по пределу прочности, принимаемый по таблице 9 в зависимости от категории участка газопровода.
13.3.9 Проверка условий прочности для продольных и эквивалентных напряжений следует выполнять по формулам
(13.9)
(13.10)
где σl - продольное напряжение, МПа;
σeq - эквивалентное напряжение по теории Мизеса, МПа;
σy - нормативный предел текучести материала труб, МПа;
Feq - расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в зависимости от стадии «жизни» газопровода в соответствии с таблицей 12.
Таблица 12 - Значения расчетного коэффициента для проверки продольных и эквивалентных напряжений
Расчетный коэффициент Feq |
||
Строительство |
Гидростатические испытания |
Эксплуатация |
0,96 |
1,00 |
0,90 |
13.3.10 Эквивалентное напряжение, соответствующее теории Мизеса, σeq, МПа, вычисляется по формуле
(13.11)
где σh - кольцевое напряжение от внутреннего давления, Па, определяемое по формуле (13.7);
σl - продольное напряжение, МПа;
τ - касательное напряжение (напряжение сдвига), МПа.
13.3.11 Продольные напряжения в подземных и наземных (в насыпи) газопроводах следует определять с учетом упругопластической работы материала труб. Расчетная схема участка газопровода должна отражать условия работы газопровода и взаимодействие его с фунтом.
13.3.12 Продольное и касательное напряжения определяются из выражений;
- продольные напряжения;
- для полностью защемленного подземного газопровода:
- полностью свободного (надземного) газопровода:
(13.13)
- касательные напряжения:
(13.14)
где μ - коэффициент поперечной деформации материала труб (переменный);
Е- модуль деформации материала труб (переменный), МПа;
D - наружный диаметр трубы, номинальный, м;
R - радиус упругого изгиба, м;
α - линейный коэффициент температурного расширения, °С-1;
ΔТ - температурный перепад, °С;
Мb - изгибающий момент в сечении трубопровода (при надземной прокладке), МН·м;
Мτ - крутящий момент, МН·м;
W - момент сопротивления сечения трубопровода, м3;
Q - поперечная сила, МН;
A - площадь поперечного сечения трубы (стали), м2.
13.3.13 Модуль деформации Е и коэффициент поперечной деформации ц материала труб следует определять в зависимости от действующих в конкретной элементарной площадке сечения трубопровода эквивалентных напряжений и деформаций с учетом диаграммы деформирования материала труб.
13.3.14 Момент сопротивления W, м3, вычисляют по формуле
где I - момент инерции сечения трубы, м4;
D - наружный диаметр трубы, номинальный, м.
13.3.15 Момент инерции I, м4, вычисляют по формуле
(13.17)
13.3.16 Изгибающий момент в сечении газопровода (при надземной прокладке) Мb определяется в плоскости наибольшей кривизны оси газопровода, то есть как равнодействующая моментов, приложенных в двух взаимно перпендикулярных плоскостях.
13.3.17 При проверке продольных и эквивалентных напряжений следует учитывать функциональные и природные нагрузки. Для стадии строительства учитываются также строительные нагрузки, при этом из функциональных следует учитывать только весовые нагрузки.
13.3.18 Для газопроводов, прокладываемых в районах горных выработок, дополнительные продольные осевые растягивающие напряжения σlm.w, МПа, вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок, вычисляются по формуле
(13.18)
где Е0 - модуль упругости материала труб, МПа;
λ0 - максимальные перемещения газопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, м, вычисляются по формуле
(13.19)
где ψ - параметр перемещения, который определяется выражением
(13.20)
lm - длина участка деформации газопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения, м;
τs* - предельное сопротивление грунта продольным перемещениям газопровода, МПа;
l - длина участка однозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемого газопроводом, м, вычисляется по формуле
(13.21)
ξ0 - максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой газопроводом, м;
tпom - толщина стенки газопровода, номинальная, м;
umax - перемещение, соответствующее наступлению предельного значения τs*, м.
13.3.19 Газопроводы, прокладываемые в многолетнемерзлых грунтах при использовании их по II принципу, необходимо рассчитывать на просадки и пучения.
13.4 Прочность и жесткость отводов и тройниковых соединений
13.4.1 При проверке прочности отводов газопроводов необходимо учитывать продольные напряжения от действия внутреннего давления, а также от изменения длины газопровода под действием внутреннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб и изгиба при компенсации продольных деформаций.
13.4.2 При определении жесткости и напряженного состояния отводов следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.
13.4.3 При расчете газопровода жесткость участков на длине отводов вычисляется по формуле
(13.22)
где E0I - изгибная жесткость сечения отвода, МН·м2;
kp - коэффициент повышения гибкости отвода.
13.4.4 Значения коэффициента повышения гибкости отводов kp следует определять в зависимости от центрального угла отвода φ и коэффициента гибкости длинных отводов kp*:
(13.23)
(13.24)
13.4.5 Коэффициент гибкости длинных отводов kp* вычисляют с учетом действия внутреннего давления по формуле
(13.25)
где f2 - параметр перемещений срединной поверхности отвода.
13.4.6 Входящий в формулу (13.25) параметр перемещений f2, а также другие параметры перемещений fп, необходимые для определения коэффициента увеличения напряжений в отводах, находятся на основании следующих рекуррентных формул:
(13.26)
13.4.7 В формулы (13.26) входят вспомогательные коэффициенты, которые вычисляются зависимостями:
(13.27)
(13.27)
в которые входит параметр кривизны отвода λ и параметр внутреннего давления р*:
(13.28)
где R - радиус кривизны отвода, м;
tпоm - номинальная толщина стенки отвода, м;
r - радиус средней линии сечения отвода, м, вычисляемый по формуле
(13.29)
где D - диаметр отвода наружный, м;
(13.30)
где μ0 - коэффициент Пуассона материала отвода;
Рd - давление расчетное, МПа;
Е0 - модуль упругости материала отвода, МПа.
13.4.8 Коэффициент гибкости тройниковых соединений следует принимать равным единице.
13.4.9 При расчете на прочность отводов расчетный момент М (МН·м) определяется зависимости от изгибающих моментов в двух взаимно перпендикулярных плоскостях и < коэффициента увеличения продольных напряжений по формуле
(13.31)
где ms - коэффициент увеличения напряжений;
Mi - изгибающий момент, действующий в плоскости отвода, МН·м;
М0 - изгибающий момент, действующий из плоскости отвода, МН·м.
13.4.10 Коэффициент увеличения напряжений в отводах ms вычисляют по формулам:
(13.32)
(13.33)
13.4.11 Коэффициент увеличения напряжений в длинных отводах m* s следует определять с учетом действия внутреннего давления по формуле
(13.34)
в которой значение коэффициента гибкости k*p принимается по формуле (13.25), а значения параметров перемещений fn - по формулам (13.26).
13.4.12 Результирующий изгибающий момент, действующий на ответвление тройника, вычисляют по формуле
(13.35)
где Mi - изгибающий момент на ответвление тройника, действующий в плоскости тройника, МН·м;
Мo - изгибающий момент на ответвление тройника, действующий из плоскости тройника, МН·м;
mi, mo - коэффициенты увеличения напряжений при изгибе соответственно в плоскости и из плоскости тройника, вычисляемые по формулам:
(13.36)
(13.37)
где d, D - соответственно диаметры наружные ответвления и магистрали тройника, м.
13.4.13 Входящий в формулу (13.36) безразмерный параметр тройника h вычисляют по формулам:
- для сварных тройников без усиливающих элементов:
(13.38)
- штампованных и штампосварных тройников:
(13.39)
r - радиус средней линии сечения отвода, м, вычисляющийся по формуле
(13.40)
где D - диаметр наружный основной трубы (магистрали) тройника, м;
(Th)n - номинальная толщина стенки магистрали тройника, м.
13.5 Проверка общей устойчивости подземных газопроводов
13.5.1 Общую устойчивость участка магистрального газопровода следует проверять в плоскости наименьшей жесткости системы. Общая устойчивость участка магистрального газопровода выполняется в случае, если удовлетворяется условие:
где S - эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода, МН;
Ncr - критическое продольное усилие, которое определяется с учетом радиуса кривизны оси, высоты засыпки, свойств грунта, балластировки и закрепления анкерами, возможного обводнения, МН;
kub - коэффициент запаса общей устойчивости, принимаемый равным:
- 1,10 - для участков газопроводов категории Н;
- 1,30 - для участков газопроводов категорий С и В.
13.5.2 Общую устойчивость следует проверять для криволинейных участков в плоскости изгиба газопровода. Общую устойчивость на прямолинейных участках подземных участков следует проверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.
13.5.3 Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении газопровода S следует определять с учетом нагрузок и воздействий, продольных и поперечных перемещений газопровода в соответствии с правилами строительной механики.
В частности, для прямолинейных участков газопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных деформаций, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода S, МН, вычисляется по формуле
(13.42)
где α - коэффициент линейного расширения материала труб, °С-1
Е0 - модуль упругости материала труб, МПа;
ΔT - температурный перепад, °С;
μ0 - коэффициент Пуассона материала труб;
Аs - площадь поперечного сечения трубы (стали), м2;
Аi - площадь поперечного сечения трубопровода «в свету», м2;
Pd - расчетное внутреннее давление, МПа.
13.5.4 Для приближенной оценки общей устойчивости участка магистрального газопровода может быть использован порядок расчета, приведенный в 13.5.5-13.5.9.
13.5.5 Значение критического продольного усилия вычисляют по формуле
(13.43)
где q* - предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м;
ρ0 - расчетный радиус кривизны оси газопровода, м.
13.5.6 Предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх q* определяется как сумма погонного веса газопровода w и предельной несущей способности грунта при выпучивании газопровода q*s
(13.44)
где q* - предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м;
w - погонный вес газопровода, МН/м;
q*s - предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода, МН/м.
Предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода q*s вычисляется по формулам:
- для песчаных и других несвязных грунтов:
(13.45)
- глинистых и других связных грунтов:
(13.46)
(13.47)
где γ - расчетный удельный вес грунта засыпки, МН/м3;
Н - глубина засыпки от поверхности грунта до верха трубы, м;
D - диаметр наружный газопровода, м;
kHs - коэффициент учета высоты засыпки для песчаных грунтов, определяется экспериментальным способом, если отсутствуют надежные данные, то его следует принимать равным 0,5 для плотных грунтов и 0,1 - для слабонесущих грунтов;
kHc - коэффициент учета высоты засыпки для глинистых грунтов;
с - сцепление грунта засыпки (репрезентативное, характерное), МПа.
13.5.7 Для вертикальных углов поворота выпуклостью вверх, образованных в результате упругого изгиба с радиусом кривизны r, расчетный радиус кривизны r0 принимается равным
(13.48)
при этом допускается упругий изгиб, удовлетворяющий условию
(13.49)
где D - диаметр наружный газопровода, м.
При более крутых поворотах трассы следует использовать вставки холодного гнутья и заводские отводы с радиусом кривизны оси R ≥ 5D.
13.5.8 Прямолинейные участки газопровода рассматриваются как изогнутые (выпуклостью вверх), для них расчетный радиус изгиба принимается равным ρ0 = 5000 м.
13.5.9 Для вертикальных углов поворота трассы, образованных с помощью вставок холодного гнутья и заводских отводов, расчетный радиус кривизны ρ0 подземного газопровода определяется в зависимости от конструктивной схемы угла поворота трассы в соответствии с рекомендуемым приложением Б.
13.5.10 В случае когда условие общей устойчивости участка газопровода (13.41) не соблюдается, необходимо выполнить одно или несколько следующих мероприятий:
- увеличить глубину засыпки грунтом;
- изменить схему выполнения угла поворота трассы;
- применить балластировку участка газопровода грузами;
- применить закрепление участка газопровода анкерными устройствами.
13.6 Проверка овальности сечений подземного газопровода после укладки и засыпки
13.6.1 После укладки и засыпки подземного газопровода под действием веса грунта засыпки происходит нарушение первоначально правильной кольцевой формы сечений газопровода. Отклонение формы поперечного сечения трубы от кольцевой характеризуется так называемой овальностью, которая вычисляется по формуле
где Θ - овальность сечения, %;
Dmax, Dmin - соответственно максимальный и минимальный диаметры в рассматриваемом сечении трубопровода, м.
13.6.2 Овальность сечения подземного газопровода после его засыпки вычисляют по формуле
где q - вертикальная равномерно распределенная поперек оси трубопровода нагрузка от веса грунта засыпки, действующая на уровне верхней образующей трубопровода, МН/м;
r - радиус средней линии поперечного сечения трубы, м, вычисляемая по формуле
(13.52)
D - диаметр газопровода наружный, м;
tn - толщина стенки трубы номинальная, м;
L* - единичная длина трубопровода, L* = 1 м;
- цилиндрическая жесткость оболочки, МН·м, вычисляемая по формуле
(13.53)
где Е0 - модуль упругости материала трубы, МПа;
μ0 - коэффициент Пуассона материала трубы.
13.6.3 Вертикальную равномерно распределенную нагрузку q от веса фунта засыпки вычисляют по формуле
(13.54)
где g - ускорение свободного падения м/с2;
γ0 - плотность грунта ненарушенной структуры, кг/м3;
H - высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м;
kbf - коэффициент, учитывающий уменьшение плотности грунта засыпки по сравнению с грунтом ненарушенной структуры;
ktr - коэффициент вертикального давления грунта в траншее.
13.6.4 Коэффициент вертикального давления грунта в траншее ktr вычисляют в зависимости от размеров траншеи по формулам:
- для песчаных и супесчаных грунтов засыпки:
(13.55)
- глинистых грунтов засыпки:
(13.56)
где b - средняя ширина траншеи, м;
Н - высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м.
Средняя ширина траншеи вычисляется по приближенной формуле
(13.57)
где Н - высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м;
D - диаметр трубы наружный, м;
α - угол между основанием и откосом траншеи, град.
13.6.5 Полученное по формуле (13.51) значение овальности должно удовлетворять условию:
(13.58)
где ΘCOD - овальность, %, допускаемая из условия прохождения ВТУ.
13.6.6 В случае если условие (13.58) не удовлетворяется, следует назначить меньшую глубину засыпки или применить трубы с более толстой стенкой.
13.7 Устойчивость формы поперечных сечений газопровода
13.7.1 Условие местной устойчивости стенки трубы газопровода может быть выполнено за счет назначения соответствующей толщины стенки при известных изгибных деформациях и начальной овальности сечений труб.
13.7.2 При совместном действии изгибающего момента и продольной растягивающей силы местная устойчивость стенки газопровода обеспечивается при выполнении условия:
(13.59)
где εb - предельно допустимая изгибная деформация, %;
ε1сr - критическая продольная деформация только при изгибе газопровода, %;
Θ* - параметр овальности сечений труб.
В формуле (13.59) все деформации сжатия условно считаются положительными.
13.7.3 Предельно допустимая изгибная деформация εb задается в проекте. Она не должна превосходить значения 0,40 %.
13.7.4 Критическая продольная деформация при изгибе газопровода принимается из получивших достаточное экспериментальное подтверждение теоретических разработок теории устойчивости цилиндрических оболочек в виде
(13.60)
13.7.5 Правая часть формулы (13.59) представляет собой параметр овальности, вычисляемый зависимостью:
(13.61)
(13.62)
13.7.6 В формуле (13.62) используется расчетная начальная овальность сечений труб 00, которая определяется по формуле, аналогичной (13.50), при этом максимальный и минимальный диаметры сечения трубы принимаются для трубы после ее изготовления на заводе.
13.7.7 Расчетную начальную овальность при отсутствии фактических данных измерения диаметров трубы следует принять равной 2,0 %.
13.7.8 Параметр критического напряжения в формуле (13.61) вычисляется следующим образом:
(13.63)
(13.64)
В формулах (13.63), (13.64) применены следующие обозначения:
σсr - критическое напряжение в цилиндрической оболочке при действии наружного давления (напряжение коллапса), МПа;
Е0 - модуль упругости материала труб, МПа;
μ0 - коэффициент Пуассона стали;
ψN - понижающий коэффициент, учитывающий влияние продольной силы;
σy - нормативный предел текучести материала труб, МПа.
13.7.9 Понижающий коэффициент ψN вычисляют по формуле
(13.65)
где σN - осевые сжимающие продольные напряжения, МПа, условно считающиеся положительными.
13.8 Устойчивость положения газопровода
13.8.1 Под устойчивостью положения (против всплытия) подразумевается обеспечение проектного положения участков газопроводов, прокладываемых на обводненных отрезках трассы и подверженных воздействию выталкивающих сил. Устойчивость положения газопровода обеспечивается в случае соблюдения неравенства:
(13.66)
где Qact - суммарная расчетная нагрузка на единицу длины газопровода, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, МН;
Qpas - суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз, включая собственный вес газопровода, МН;
Кn.f - коэффициент запаса устойчивости положения газопровода, принимаемый равным для участков прокладки газопровода (по отношению к русловой части рек и водоемов):
- через болота, поймы, водоемы при отсутствия течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГГВ 1 %-ной обеспеченности - 1,05;
- русловых через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ - 1,10;
- реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки - 1,15.
13.8.2 Для определения интенсивности балластировки (вес на воздухе qnbal) при обеспечении устойчивости положения в частном случае укладки газопровода свободным изгибом и его равномерной по длине пригрузке следует использовать зависимость
(13.67)
где nbal - коэффициент запаса по нагрузке, принимаемый равным:
0,9 - для железобетонных грузов;
1,0 - для чугунных грузов;
qw - погонная выталкивающая сила воды, действующая на газопровод, МН/м;
qb - интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе, МН/м;
qpip - погонная нагрузка от веса трубы МН/м;
gtiq - погонная нагрузка от веса продукта, МН/м;
γbal - плотность материала балласта, кг/м3;
γw - плотность воды, принимаемая поданным изысканий, кг/м3.
13.8.3 При определении расчетной интенсивности нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе следует учитывать знак кривизны оси изогнутого участка - выпуклость или вогнутость:
для выпуклых кривых:
(13.68)
- вогнутых кривых:
(13.69)
где E0 - модуль упругости материала трубы, МПа;
I - момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, м4;
β - угол поворота оси газопровода, радиан;
ρ - радиус кривизны упругого изгиба, м.
13.8.4 Для случая применения обетонированнных труб при отсутствии нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе толщину слоя обетонирования tс, м, вычисляют, используя следующую формулу:
где Dc - диаметр наружный обетонированной трубы (с учетом толщины слоя обетонирования), м, и вычисляется по формуле
(13.71)
где D - диаметр наружный трубы, м;
Di - диаметр внутренний трубы вычисляется по формуле
(13.72)
где tnom - толщина стенки трубы номинальная, м;
γst; γc; γins; γw - плотности соответственно стали, бетона, материала изоляционного слоя, воды, кг/м3;
(13.73)
где Dins - диаметр наружный трубы с учетом изоляционного слоя, м, вычисляется по формуле
(13.74)
где tins - толщина изоляционного слоя, м;
knf - коэффициент запаса устойчивости положения газопровода, принимаемый по 13.8.1.
13.8.5 Вес фунта засыпки при расчете балластировки газопроводов на русловых участках переходов через реки и водохранилища не учитывается. При проверке общей устойчивости газопровода как сжатого стержня допускается учитывать вес фунта засыпки толщиной 1,0 м при обязательном соблюдении требований в части заглубления газопровода в дно не менее 1 м.
13.8.6 Расчетная несущая способность анкерного устройства Баnс, МН, вычисляется по формуле
(13.75)
где z - количество анкеров в одном анкерном устройстве;
тanс - коэффициент, зависящий от количества анкеров в устройстве и относительного размера анкера, принимаемый равным:
(13.76)
где Рanc - расчетная несущая способность анкера, МН, по грунту основания, вычисляемая по формуле
(13.77)
где D - наружный диаметр газопровода, м;
Danc - максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, м;
Фanc - несущая способность анкера, МН, определяемая расчетом или по результатам полевых испытаний;
kanc - коэффициент запаса по несущей способности анкера, принимаемый равным:
- 1,40 - если несущая способность анкера определена расчетом;
- 1,25 - если несущая способность анкера определена по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.
13.9 Расчет надземных участков газопроводов
13.9.1 Надземные газопроводы могут представлять собой следующие конструкции:
- балочные;
- шпренгельные;
- арочные;
- висячие;
- вантовые;
- мостовые фермы.
13.9.2 Надземные (открытые) газопроводы следует проверять на прочность, общую устойчивость и выносливость (при колебаниях в ветровом потоке).
13.9.3 Надземные газопроводы должны проектироваться с учетом возможного пропуска по ним ВТУ, а также заполнения водой при гидравлических испытаниях.
13.9.4 Продольные усилия, изгибающие и крутящие моменты в надземных газопроводах различных систем прокладки (балочных, шпренгельных, вантовых, висячих, арочных и др.) следует определять в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как стержень (прямолинейный или криволинейный).
При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет следует производить по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.
13.9.5 При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных газопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа газопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах газопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземных газопроводов должен производиться с учетом перемещений примыкающих подземных участков газопроводов.
13.9.6 Балочные системы надземных газопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, при этом принимается меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.
13.9.7 Газопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем с воспринимаемым распором должны быть рассчитаны на общую устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.
13.9.8 Расчетные величины продольных перемещений надземных участков газопровода следует определять от максимального повышения температуры стенок труб (положительного расчетного температурного перепада) и внутреннего давления (удлинение трубопровода), а также от наибольшего понижения температуры стенок труб (отрицательного температурного перепада) при отсутствии внутреннего давления в трубопроводе (укорочение трубопровода).
13.9.9 С целью уменьшения размеров компенсаторов рекомендуется применять предварительную их растяжку или сжатие, при этом на чертежах должны указываться величины растяжки или сжатия в зависимости от температуры воздуха, при которой производится сварка замыкающих стыков.
13.9.10 Оценку общей устойчивости надземных участков газопроводов следует выполнять в соответствии с правилами строительной механики для стержневых систем.
13.9.11 Пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода должен удовлетворять условиям статической прочности и аэродинамической устойчивости (условию отсутствия резонансных колебаний газопровода в ветровом потоке).
13.9.12 Пролет надземного газопровода следует определять для стадии его эксплуатации. В случае гидростатических испытаний газопровода необходимо определить пролет для стадии испытаний или предусмотреть монтаж дополнительных временных опор на период испытаний.
13.9.13 Пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода L должен приниматься как меньшее из двух значений пролета:
- из условия статической прочности Lsta;
- условия аэродинамической устойчивости Ldyn:
(13.78)
13.9.14 Пролет из условия статической прочности должен приниматься как меньшее из двух значений пролета, определяемых для растянутой (L+sta) и сжатой (L-sta) зон поперечного сечения, в котором действует максимальный изгибающий момент
(13.79)
13.9.15 Значения пролетов из условия статической прочности для растянутой L+sta, м, и сжатой L-sta, м, зон вычисляют соответственно по формулам:
(13.80)
(13.81)
где [σ1+] - допускаемое продольное фибровое напряжение в растянутой зоне сечения трубопровода, МПа;
[σl-] - то же, в сжатой зоне, МПа;
σh - кольцевое напряжение от внутреннего давления, определяемое по формуле (13.7), МПа;
W - момент сопротивления сечения трубопровода, определяемый по формуле (13.15), м3;
qsta - погонный вес трубопровода в расчете на статические нагрузки и воздействия, МН/м.
13.9.16 Допускаемые продольные фибровые напряжения (продольные напряжения в крайних волокнах сечения трубопровода) в растянутой и сжатой зонах сечения трубопровода вычисляют по формулам:
(13.82)
(13.83)
где ψ - понижающий коэффициент, учитывающий сложное напряженное состояние в соответствии с теорией Мизеса и вычисляющийся по формуле
(13.84)
(13.85)
где σy - нормативный предел текучести материала труб, МПа;
Feq - расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в соответствии с таблицей 12 равным 0,72 для стадии эксплуатации газопровода.
13.9.17 Погонная нагрузка на трубопровод в расчете на статические нагрузки и воздействия определяется как равнодействующая вертикальной qVsta, МН/м, и горизонтальной qHsta, МН/м, составляющих
(13.86)
13.9.18 Вертикальная составляющая погонной нагрузки qVsta, МН/м, вычисляется как сумма погонных весов:
(13.87)
где qwgt, qins, qt.p., qs.i., qgas - погонный вес трубы, изоляционного (противокоррозионного) покрытия, теплоизоляционного слоя, снега или обледенения, перекачиваемого газа, МН/м.
13.9.19 Формулы для определения нагрузок, входящих в выражения (13.86) и (13.87), приведены в главе 12.
13.9.20 Пролет из условий аэродинамической устойчивости Ldyn, м, вычисляют по формуле
(13.88)
где к - коэффициент учета числа пролетов (для много пролетной системы с числом пролетов более трех равен π);
δ - конструкционный декремент колебаний (может принимать значения примерно от 0,1 до 0,001);
Kδ - коэффициент запаса по декременту колебаний (> 1);
с - аэродинамический коэффициент (≈ 1,15);
ρ - плотность ветрового потока (≈ 1,25 кг/м3);
Dt.p. -диаметр газопровода с учетом слоев изоляционного покрытия и теплоизоляции, м, определяемый по формуле (13.70);
v0 - скорость ветра нормативная, м/с;
Е0I - изгибная жесткость сечения трубопровода, МН·м2, момент инерции I следует определять по формуле (13.16);
m - погонная масса газопровода, кг/м.
13.9.21 Значения конструкционного декремента колебаний δ и коэффициента Запаса по декременту колебаний Kδ следует определять на основании экспериментальных данных для конструктивных решений надземного газопровода, идентичных с проектируемым. При отсутствии экспериментальных данных эти значения рекомендуется принимать равными δ = 0;007, Kδ = 1,33.
13.9.22 Нормативную скорость ветра вычисляют по формуле
(13.89)
где v0 - нормативная скорость ветра, м/с;
K - поправочный коэффициент, принимаемый равным K = 0,75, если ось трубопровода находится на высоте над поверхностью земли ≤ 5 м, и K = 1 при большей высоте;
w0 - нормативное значение ветрового давления, МПа, которое следует принимать по таблице 5 СНиП 2.01.07-85* [22] в зависимости от ветрового района;
ρ - плотность ветрового потока (≈ 1,25 кг/м3).
13.9.23 Погонную массу газопровода вычисляют для опорожненного газопровода по формуле
(13.90)
где qwgt, qins, qt.p. - погонный вес трубы, изоляционного (противокоррозионного) покрытия теплоизоляционного слоя, МН/м.
13.9.24 Расчет оснований, фундаментов и самих опор следует производить 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 газопровода.
13.9.25 Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.
При расчете опор следует учитывать глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации 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.
13.9.26 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.
13.9.27 Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем газопроводов следует принимать равными сумме усилий, передающихся на опору от примыкающих участков газопровода, 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.
13.9.28 Продольно подвижные и свободно подвижные опоры балочных надземных систем газопроводов следует рассчитывать на совместное действие 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 подвижные 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, следует принимать равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.
13.9.29 При расчете опор арочных систем, анкерных опор висячих и других систем следует производить расчет на возможность опрокидывания и сдвиг этих систем.
13.10 Проверка расчетом прочности и работоспособности газопроводов при сейсмических воздействиях
13.10.1 Общие требования
13.10.1.1 Участки газопроводов, прокладываемые в сейсмических районах, указанных в 9.4.1, должны быть проверены расчетом на прочность и работоспособность в соответствии с требованиями настоящего раздела и с учетом сейсмических воздействий согласно СНиП II-7-81* [23].
13.10.1.2 Сейсмическая опасность зоны прокладки газопровода предварительно оценивается по картам сейсмического районирования территории Российской Федерации ОСР-97 [24]. Интенсивность возможного землетрясения следует оценивать по международной сейсмической шкале MSK-64 [17]. Окончательная оценка сейсмической опасности зоны прокладки газопровода должна быть выполнена на основании сейсмического микрорайонирования зоны прокладки газопровода.
13.10.1.3 Участки подземных газопроводов, прокладываемые в сейсмических районах, делятся на две категории:
- участки повышенной сейсмической опасности - участки с сейсмичностью свыше 8 баллов до 9 баллов включительно;
- участки особой сейсмической опасности - участки с сейсмичностью свыше 9 баллов, а также участки пересечения активных тектонических разломов.
13.10.2 Участки повышенной сейсмической опасности
13.10.2.1 Для каждого элемента рассчитываемого подземного участка газопровода вычисляют продольные напряжения σN.sei, МПа, от действия сейсмических сил, направленных вдоль продольной оси трубопровода по формуле
где m0 - коэффициент защемления трубопровода в грунте;
k0 - коэффициент, учитывающий ответственность трубопровода;
kn - коэффициент повторяемости землетрясения;
ас - сейсмическое ускорение, м/с2;
Е0 - модуль упругости материала труб, МПа;
Т0 - преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при изысканиях, с;
ср - скорость распространения в грунтовом массиве продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода, м/с.
13.10.2.2 Коэффициент защемления трубопровода в грунте т0 следует определять на основании материалов изысканий. Для предварительных расчетов допускается принимать по таблице 13.
При выборе значения коэффициента т0 необходимо учитывать изменения состояния окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.
13.10.2.3 Скорость распространения в грунтовом массиве продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода ср следует определять при изысканиях. На стадии разработки проекта допускается принимать согласно таблице 13.
13.10.2.4 Коэффициент k0, учитывающий степень ответственности газопровода, зависит от характеристики газопровода и определяется по таблице 14.
13.10.2.5 Повторяемость сейсмических воздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территории согласно СНиП II-7-81* [23]. Значения коэффициентов повторяемости землетрясений kn следует принимать по таблице 15.
Таблица 13 - Характеристики грунтов при расчете газопроводов на сейсмические воздействия
Грунты |
Скорость распространения продольной сейсмической волны сp, м/с |
Коэффициент защемления трубопровода в грунте т0 |
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных |
120 |
0,50 |
Песчаные маловлажные |
150 |
0,50 |
Песчаные средней влажности |
250 |
0,45 |
Песчаные водонасыщенные |
350 |
0,45 |
Супеси и суглинки |
300 |
0,60 |
Глинистые влажные, пластичные |
500 |
0,35 |
Глинистые, полутвердые и твердые |
2000 |
0,70 |
Лесс и лессовидные |
400 |
0,50 |
Торф |
100 |
0,20 |
Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные) |
2200 |
1,00 |
Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные) |
1500 |
1,00 |
Гравий, щебень и галечник |
1100 |
См. примечание 2 |
Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные, выветренные и сильно выветренные) |
1500 |
|
Скальные породы (монолитные) |
2200 |
|
Примечания - 1 В таблице приведены наименьшие значения ср, которые следует уточнять при изысканиях. 2 Значения коэффициентов защемления трубопровода следует принимать по грунту засыпки. |
Таблица 14 - Значения коэффициента k0, учитывающего степень ответственности газопровода
Характеристика газопровода |
Значение коэффициента k0 |
Газопроводы при рабочем давлении свыше 10,0 МПа |
2,0 |
Газопроводы при рабочем давлении от 2,5 до 10,0 МПа включительно Газопроводы независимо от величины рабочего давления, обеспечивающие функционирование особо ответственных объектов Переходы газопроводов через водные преграды с шириной по зеркалу в межень 25 м и более |
1,5 |
Газопроводы при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа |
1,2 |
Примечание - При сейсмичности площадки 9 баллов и выше коэффициент k0 для газопроводов, указанных в позициях 1 и 2, умножается дополнительно на коэффициент 1,5. |
Таблица 15 - Значения коэффициента повторяемости землетрясений kn
Повторяемость землетрясений, один раз в... |
100 лет |
1000 лет |
10000 лет |
Коэффициент повторяемости kn |
1,15 |
1,0 |
0,9 |
13.10.2.6 Сейсмическое ускорение ас следует определять по данным сейсмического районирования и микрорайонирования, получаемым на основании анализа записей сейсмометрических станций ранее имевших место землетрясений в районе строительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Величины принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть не менее указанных в таблице 16.
Таблица 16 - Значения сейсмического ускорения ас
Сила землетрясения, баллы |
7 |
8 |
9 |
10 |
Сейсмическое ускорение ас, м/с2 |
1 |
2 |
4 |
8 |
13.10.2.7 Полученные продольные напряжения от действия сейсмических сил (13.91) в сумме с продольными осевыми напряжениями для НУЭ должны удовлетворять условию:
(13.92)
где σN.sei - продольные осевые напряжения, вызванные сейсмическими воздействиями и определяемые по формуле (13.91), МПа;
v - коэффициент поперечной деформации материала труб (переменный);
Е - модуль деформации материала труб (переменный), МПа;
α - линейный коэффициент температурного расширения, °С-1;
ΔT - температурный перепад, °С.
13.10.3 Участки особой сейсмической опасности
13.10.3.1 Расчет с учетом сейсмических воздействий состоит из двух последовательных этапов. На первом этапе выполняется расчет и все проверки для состояния НУЭ в соответствии с требованиями разделов 13.3 и 13.5. В случае если рассчитываемый участок не удовлетворяет каким-либо требованиям для НУЭ, вводятся поправки в конструктивную схему участка газопровода или изменяются условия его нагружения.
13.10.3.2 Если рассчитываемый участок газопровода удовлетворяет всем критериям прочности и устойчивости для НУЭ, выполняется второй этап расчета - на сейсмические воздействия. Данный расчет должен выполняться на основе двухуровневого подхода, который характеризуется следующими требованиями:
- газопровод должен выдерживать воздействие так называемого ПЗ при минимальных повреждениях или полном отсутствии таковых. В этом случае трубопровод должен продолжать работать при минимальных перерывах в нормальной эксплуатации без необходимости в ремонтных работах значительного объема;
- газопровод должен выдерживать воздействие МРЗ без разрывов; в этом случае трубопроводу могут быть нанесены значительные повреждения, в результате которых будет прервана эксплуатация и для устранения которых потребуется провести ремонтные работы в одном или нескольких местах.
13.10.3.3 Полученные по формуле (13.91) осевые напряжения суммируются (поочередно с разными знаками) с наибольшими и наименьшими (в алгебраическом смысле) продольными напряжениями (13.12), полученными для каждого расчетного элемента участка газопровода на стадии НУЭ. Затем определяются соответствующие эквивалентные напряжения и далее (с учетом диаграммы деформирования материала труб) находятся продольные деформации в тех же точках сечений, в которых были определены наибольшие и наименьшие продольные напряжения.
13.10.3.4 Полученные в 13.10.3.3 значения продольных деформаций следует проверить на соответствие допускаемому уровню. При отсутствии других нормативных требований эти значения деформаций должны соответствовать критериям сейсмостойкого проектирования, регламентированным в рекомендуемом приложении Г.
13.10.3.5 Кроме проверок продольных деформаций также должны быть выполнены проверки других критериев сейсмостойкого проектирования участка газопровода в соответствии с приложением Г:
- разрыв газопровода;
- местная потеря устойчивости стенки газопровода;
- гофрообразование по телу трубы;
- образование трещин в кольцевых и продольных сварных швах, зонах термического влияния, по телу трубы;
- общая потеря устойчивости газопровода.
13.10.3.6 При проверке условия общей устойчивости участка газопровода при продольном изгибе в вертикальной плоскости (для проектного землетрясения) в соответствии с требованиями приложения Г необходимо учитывать нелинейное поведение материала трубы, недостатки геометрии профиля трубопровода в фактическом состоянии укладки и сопротивление засыпки над трубой вертикальному перемещению трубопровода вверх.
13.10.3.7 Расчет подземных и наземных (в насыпи) газопроводов на действие сейсмических нагрузок, направленных по нормали к продольной оси трубопровода, не производится.
13.10.3.8 Расчет надземных газопроводов на сейсмические воздействия следует производить согласно СНиП II-7-81* [23].
13.10.3.9 Расчет надземных газопроводов на опорах следует производить на действие сейсмических сил, направленных:
- вдоль оси трубопровода, при этом определяются величины напряжений в трубопроводе, а также производится проверка конструкций опор на действие горизонтальных сейсмических нагрузок;
- по нормали к продольной оси трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом следует определять величины смешений трубопровода и достаточность длины ригелей, при которой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжения в трубопроводе, а также проверять конструкции опор на действие горизонтальных и вертикальных сейсмических нагрузок.
Дополнительно необходимо проводить поверочный расчет газопровода на нагрузки, возникающие при взаимном смещении опор.
14 Требования к испытаниям газопроводов внутренним давлением
14.1 Газопроводы должны испытываться на прочность в соответствии с проектом гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями, кроме солевых растворов) или пневматическим (воздухом) способом.
Гидравлические испытания газопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста) следует производить по согласованию с ОАО «Газпром».
Применение природного газа для испытания магистральных газопроводов допускается только в исключительных случаях по согласованию генподрядчика с ОАО «Газпром».
14.2 В проектах следует предусматривать технические решения, обеспечивающие очистку в соответствии с ВСН-011-88 [25] и СП 111-34-96 [26], калибровку, испытание, удаление воды, осушку и заполнение инертным газом (азотом) полости газопроводов после строительства, реконструкции, включая:
- полный цикл технологических процедур по испытаниям, очистке, удалению воды, осушке и заполнению газопроводов инертным газом (азотом);
- штатные узлы для подключения внешнего оборудования к газопроводам (опрессовочные агрегаты, установки осушки, временные камеры приема-пуска, временные технологические трубопроводы);
- водосборные продувочные линии на перемычках между действующими и строящимися газопроводами и в нижних точках профиля трубопроводов технологических обвязок производственных объектов (КС, ГРС, УКПГ, ГИС, СОГ, СПХГ);
- конструкции монтажных узлов и перемычек должны обеспечивать возможность удаления жидкости после гидравлических испытаний.
14.3 Испытание газопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).
14.4 При проведении калибровки обнаруженные нарушения исходной геометрии газопровода должны быть устранены до проведения испытаний.
14.5 Типы, этапы и параметры испытаний газопроводов на прочность (кроме испытаний методом стресс-теста) должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 17 в зависимости от характеристик участков газопроводов.
14.6 Для отдельных участков газопроводов, в зависимости от их ответственности, предусматриваются испытания в три и два этапа.
14.7 Обязательное применение гидравлического способа предусматривается только для испытаний:
- трубопроводов внутри зданий и в пределах территорий КС, ГРС, ГИС, ПРГ, СОГ, СПХГ, трубопроводов узлов подключения к КС, совмещенных с камерами пуска-приема ВТУ и расположенных непосредственно возле границ КС, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, а также трубопроводов топливного и пускового газа;
- первого этапа отдельных участков газопровода, которые должны проходить в три этапа.
14.8 Второй этап при испытании в три этапа и первый этап при испытании в два этапа могут проводиться как гидравлическим, так и пневматическим способом. При этом оба способа считаются равноценными при условии выполнения требований таблицы 17.
14.9 Третий этап при испытании в три этапа и второй этап при испытании в два этапа проводится одновременно с испытанием газопровода.
14.10 Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.
14.11 Проверку на герметичность участка или газопровода в целом следует выполнять после испытания на прочность и снижения испытательного давления до рабочего р. Продолжительность проверки на герметичность должна быть достаточной для осмотра трассы, но составлять не менее 12 ч.
14.12 Газопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания газопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным, и не были обнаружены утечки. В течение проверки на герметичность должны быть учтены колебания давления, вызванные изменением температуры.
Таблица 17 - Требования к испытаниям на прочность участков газопроводов
Тип испытания, характеристика этапов испытания |
Давление испытательное в верхней точке |
Продолжит., ч |
Кат. участка |
Характеристика участка |
||
способ испытаний |
способ испытаний |
|||||
гидравл. |
пневмат. |
гидравл. |
пневмат. |
|||
1 Испытание в один этап гидравлическим способом После укладки и засыпки или крепления на опорах (при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами) |
1,25р |
Не применяется |
24 |
- |
В |
Трубопроводы внутри зданий и в пределах территории КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, трубопроводы узлов подключения к КС, располагаемые на территории КС, а также трубопроводы топливного и пускового газа |
2 Испытание в три этапа |
|
|
|
|
B, С |
|
1-й этап: - для подводных переходов: после сварки на стапеле или на площадке, но до изоляции; |
1,5р |
Не применяется |
6 |
- |
|
Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень более 10 и, укладываемые с помощью подводно-технических средств или ГНБ, и прилегающие прибрежные |
- для переходов через железные и автомобильные дороги: после укладки на проектные отметки |
|
|
|
|
В |
Участки переходов через железные и автомобильные дороги |
2-й этап: - для подводных переходов: после укладки, но до засыпки; - для переходов через железные и автомобильные дороги: одновременно с примыкающими участками категории С, указанными в позиции 3 таблицы 1 |
1,25р |
1,25р |
12 |
12 |
|
|
3-й этап: одновременно с газопроводом |
1,1p |
1,1p |
24 |
12 |
|
|
3 Испытание в два этапа |
|
|
|
|
В |
Участки газопровода (в обе стороны) на пересечениях с воздушными линиями электропередач напряжением 500 кВ и более в пределах расстояний R, указанных в 6.3 |
1-й этап: после укладки и засыпки или крепления на опорах |
1,5p |
1,25р |
12 |
12 |
|
|
в |
Участки газопроводов в зонах активных тектонических разломов и прилегающие участки на расстоянии 100 м от грани разлома |
|||||
2-й этап: одновременно с газопроводом |
1,1p |
1,1p |
24 |
12 |
В, С |
Участки сближения согласно 7.2.1.5 |
|
|
|
|
|
С |
Участки переходов через подъездные железные дороги промышленных предприятий |
|
|
|
|
|
С |
Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень более 10 м, укладываемые без помощи подводно-технических средств, и прилегающие прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый |
|
|
|
|
|
В, С |
Надземные переходы через водные преграды согласно позиции I таблицы 2 (предварительный этап только гидравлическим способом) |
|
|
|
|
|
с |
Газопроводы в горной местности при укладке в тоннелях |
|
|
|
|
|
с |
Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, водоводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями, кабелями связи и т.п.) на длине 100 м в каждую сторону от пересекаемой коммуникации (предварительный этап только гидравлическим способом) |
|
|
|
|
|
с |
Участки газопровода между территорией КС, ГРС, УКПГ и охранными кранами, а также участки за охранными кранами на длине R, указанной в 6.3 |
|
|
|
|
|
с |
Участки газопровода на расстоянии R от территории ГИС, указанном в 6.3 |
|
|
|
|
|
с |
Участки газопровода на длине R, указанной в 6.3, от линейной запорной арматуры |
|
|
|
|
|
С |
Узлы пуска-приема ВТУ и узлы подключения КС, располагаемые вне КС, а также примыкающие к ним участки газопровода длиной R, указанной в 6.3 |
4 Испытание в один этап одновременно с газопроводом |
1,1p |
1,1p |
24 |
12 |
С, Н |
Участки газопровода, кроме указанных выше |
Примечания 1 р - рабочее давление, устанавливаемое проектом. 2 На всех этапах испытаний, в любой точке испытываемого участка газопровода испытательное давление на прочность не должно превышать наименьшего из гарантированных заводами испытательных давлений на трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытываемом участке. 3 Временные трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов и компрессоров должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на давление, составляющее 125 % от испытательного давления испытываемых газопроводов. 4 Напряжения в надземных участках газопровода при воздействии испытательного давления должны быть проверены расчетом и соответствовать требованиям 13.3.9. 5 Давление испытания должно быть указано в проекте испытаний. 6 Переходы через водные преграды глубиной менее 1,5 м допускается испытывать в один этап одновременно с газопроводом. 7 Участки категории С, приведенные в позиции 4, могут по усмотрению проектной организации (в зависимости от конкретных условий) подвергаться испытаниям в два этапа, что должно быть отражено в проекте. 8 Второй этап испытаний в три этапа и первый этап испытаний в два этапа допускается проводить пневматическим способом для газопроводов с рабочим давлением до 11,8 МПа (120 кгс/см2) включительно. 9 Участок газопровода категории С, включающий отдельные участки, подлежащие испытаниям в два этапа, допускается испытывать в один этап на давление, соответствующее давлению испытаний первого этапа, с продолжительностью испытаний 12 часов. Такой способ испытания в один этап отражают в проекте. |
14.13 После завершения проверки на герметичность при гидравлическом способе испытаний из газопровода должна быть удалена вода, после чего газопровод должен быть осушен до температуры точки росы (минус 20 °С) или глубже.
14.14 Газопровод, не введенный в эксплуатацию в течение шести месяцев после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.
14.15 При разрыве, обнаружении утечек участок газопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.
15 Материалы и изделия
15.1 Трубы и соединительные детали трубопроводов
15.1.1 Трубы и соединительные детали трубопроводов (СДТ), применяемые при строительстве магистральных газопроводов для транспортировки газа, не оказывающего коррозионного воздействия на металл труб и СДТ, должны отвечать требованиям технических условий, национальных и международных стандартов, применение которых на объектах ОАО «Газпром» согласовано в установленном порядке.
15.1.2 Заводы - изготовители труб и СДТ обязаны поставлять трубы и СДТ в соответствии с техническими условиями, согласованными в установленном порядке на основании результатов квалификационных испытаний на соответствие требованиям ОАО «Газпром».
15.1.3 Для строительства газопроводов должны применяться:
- трубы стальные бесшовные;
- трубы электросварные прямошовные с одним продольным швом или спирально-шовные, сваренные двусторонней дуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, условным диаметром до 1400 мм включительно;
- трубы электросварные прямошовные, сваренные токами высокой частоты.
Примечание - Допускается для МГ условным диаметром от 1000 до 1400 мм включительно применение электросварных прямошовных двухшовных труб, сваренных двусторонней дуговой сваркой под флюсом.
15.1.4 Трубы бесшовные должны изготавливаться из непрерывнолитой, кованой или катаной заготовки углеродистых и низколегированных спокойных сталей и подвергаться 100 %-ному контролю неразрушающими методами.
15.1.5 Трубы электросварные должны изготавливаться из листового или рулонного проката углеродистых и низколегированных спокойных сталей.
15.1.6 Трубы электросварные, сваренные токами высокой частоты, подвергаются объемной или локальной термической обработке сварного соединения.
15.1.7 Толщина стенки труб и соединительных деталей определяется в разделе 13.2.
15.1.8 Отклонение от номинальных размеров наружных диаметров труб не должно превышать:
- для электросварных труб по телу трубы - 3,0 мм, на торцах на длине не менее 200 мм - 1,6 мм. Разница наружных диаметров торцов трубы не должна превышать 2,4 мм;
- бесшовных труб на торцах, на длине не менее 200 мм для труб условным диаметром до 200 мм - 0,8 %, а свыше 200 мм - 1 % номинального наружного диаметра.
15.1.9 Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 % для труб с толщиной стенки до 20 мм и 0,8 % для труб с толщиной стенки 20 мм и более.
15.1.10 Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не более 0,2 % длины трубы.
15.1.11 Минусовый допуск на толщину стенки (определяемый от номинальной толщины стенки) составляет для труб:
- электросварных, изготовленных из листового или рулонного проката, - не более 5 %;
- бесшовных труб - не более 12,5 %.
15.1.12 Длина труб должна быть в пределах 10,5-12,4 мили 16,5-18,3 м. Максимальная длина труб указывается в заказе. Допускается поставка двухтрубных секций.
15.1.13 Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок под сварку Форма разделки кромок определяется техническими условиями, утвержденными в установленном порядке.
Косина реза торцов труб не должна превышать 1,6 мм.
15.1.14 Для магистральных газопроводов применяются трубы и СДТ классов прочности К42-К65 (таблица 18). Свойства труб класса прочности свыше К65 устанавливаются специальными техническими требованиями к трубам.
15.1.15 Временное сопротивление сварных соединений труб электросварных и СДТ должно быть не ниже норм, установленных для основного металла.
15.1.16 Требование к эквиваленту углерода определяется характеристиками CEHW и СЕРсm по формулам:
(15.1)
(15.2)
где С, Mn, Cr, Mo, V, Ni, Cu, Si, В - массовые доли, %, углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, никеля, меди, кремния, бора в основном металле труб и СДТ. Эквивалент углерода СЕРсm определяется при содержании углерода в основном металле не более 0,12 %.
Таблица 18 - Механические свойства основного металла труб и СДТ
Класс прочности труб |
Временное сопротивление, не менее, МПа |
Предел текучести, не менее, МПа |
Отношение предела текучести к временному сопротивлению, не более |
Относительное удлинение, 85, %, не менее |
К65 (L555) |
640 (625) |
555 |
0,92 |
18,0 |
К60 (L485) |
590 (570) |
485 |
0,90 |
20,0 |
К56 (L450) |
550 (535) |
450 |
0,90 |
20,0 |
К54 (L415) |
530 (520) |
415 |
- 0,90 |
20,0 |
К52 (L390) |
510(490) |
390 |
0,90 |
20,0 |
К50 (L360) |
490 (460) |
360 |
0,90 |
20,0 |
К48 (L290) |
470 (415) |
290 |
0,85 |
21,0 |
К42 (L245) |
415(415) |
245 |
0,85 |
21,0 |
Примечания 1 Допускается снижение временного сопротивления основного металла электросварных труб, изготовленных из листа (рулона) после контролируемой прокатки (контролируемой прокатки с ускоренным охлаждением), в продольном направлении на 5 %, а для труб класса прочности К65 также допускается снижение предела текучести в продольном направлении до 10 % от их нормативных значений. Величина снижения уточняется в технических требованиях и технических условиях на трубы. 2 Допускается применение труб и СДТ с иными нормативными значениями временного сопротивления и предела текучести. Нормативные значения временного сопротивления и предела текучести устанавливаются в технических условиях, применение которых на объектах ОАО «Газпром» согласовано в установленном порядке. 3 В скобках представлены соответствующие обозначения классов труб (столбец 1) и нормативные значения временного сопротивления (столбец 2), предусмотренные международным стандартом ISO 3183 [27]. |
Если содержание бора меньше 0,0005 %, то в расчете по формуле (15.2) бор не учитывается.
Нормативные (максимальные) значения эквивалента углерода указываются в технических условиях, национальных и международных стандартах, применение которых на объектах ОАО «Газпром» согласовано в установленном порядке, и не должны превышать значений, приведенных в таблице 19.
Для труб класса прочности К65 и выше и СДТ в технических условиях после квалификационных испытаний могут быть установлены другие требования по величине эквивалента углерода.
15.1.17 Трубы и СДТ изготавливают в двух климатических исполнениях в соответствии с ГОСТ 15150:
- У - для макроклиматических районов с умеренным климатом;
- УХЛ - для макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом. Минимальная температура стенки газопровода при эксплуатации не должна быть ниже
для труб и СДТ исполнения:
- У - минус 5 °С;
- УХЛ - минус 20 °С.
Таблица 19 - Требования к эквиваленту углерода основного металла труб и СДТ
Класс прочности труб |
CEHW не более |
СЕРсm, не более |
К65 |
0,45 |
0,23 |
К60 |
0,43 для труб 0,45 для СДТ |
0,23 |
К56 |
0,43 |
0,23 |
К54 |
0,43 |
0,21 |
К52 |
0,43 |
0,21 |
К50 |
0,41 |
0,21 |
К48 |
0,41 |
0,21 |
К42 |
0,41 |
0,21 |
Минимальная температура строительства для труб и СДТ исполнения:
- У - минус 40 °С;
- УХЛ - минус 60 °С.
Границы макроклиматических районов с холодным климатом на территории Российской Федерации следует принимать в соответствии с приложением 2 и картой (приложение 6) ГОСТ 15150.
В проектных решениях при соответствующем обосновании могут быть установлены значения минимальной температуры стенки трубопровода при эксплуатации ниже минус 20 °С, в том числе для газопроводов надземной прокладки. В этом случае трубы и СДТ изготавливаются в специальном исполнении.
15.1.18 Для обеспечения стойкости металла труб и СДТ с толщиной стенки свыше 6 мм к зарождению и развитию трещин в технических условиях должны предъявляться требования к ударной вязкости. При этом температура испытания должна быть не выше указанной в таблице 20, а величина ударной вязкости должна быть не менее значений, приведенных в таблице 21.
15.1.19 Для предотвращения протяженных вязких разрушений устанавливаются требования по ударной вязкости KCV и количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ основного металла труб.
Нормативная температура испытаний при этом устанавливается не выше минимальной температуры стенки газопровода при эксплуатации и должна составлять не выше:
- минус 5 °С для климатического исполнения У;
- минус 20 °С для климатического исполнения УХЛ.
15.1.20 Требования по ударной вязкости и количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ основного металла устанавливаются в технических требованиях и технических условиях на трубы с учетом условий эксплуатации газопровода. Минимальные требования по ударной вязкости КСУ и количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ для труб класса прочности до К60 включительно на рабочее давление до 9,8 МПа включительно при подземной прокладке газопровода приведены в таблице 22.
Таблица 20 - Температура испытаний на ударный изгиб при определении ударной вязкости KCV и КСU для обеспечения стойкости к зарождению и развитию трещин
Климатическое исполнение |
Нормативная температура испытаний, не выше, °С |
|
труб |
СДТ |
|
У |
-20 (KCV) |
-5 (KCV) |
-40 (KCU) |
||
УХЛ |
-40 (KCV) |
-20 (KCV) |
-60 (KCU) |
||
Примечание - Требования по температуре испытаний устанавливаются в технических требованиях, технических условиях с учетом условий эксплуатации газопровода и результатов квалификационных испытаний. |
Таблица 21 - Требования к ударной вязкости KCV и KCU металла труб и СДТ для обеспечения стойкости к зарождению и развитию трещин
Класс прочности |
Ударная вязкость основного металла, не менее, Дж/см2 |
Ударная вязкость сварного соединения, не менее, Дж/см2 |
||
трубы (KCV) |
СДТ |
трубы (KCV) |
СДТ |
|
К65 |
70 |
50 (KCV) 59 (KCU) |
60 |
49 (KCV) 49 (KCU) |
К60 |
55 |
50 (KCV) 50 (KCU) |
50 |
49 (KCV) 49 (KCU) |
К56 |
50 |
50 (KCV) 50 (KCU) |
35 |
35 (KCV) 35 (KCU) |
К50-К54 |
45 |
45 (KCV) 45 (KCU) |
35 |
35 (KCV) 35 (KCU) |
К42-К48 |
35 |
35 (KCV) 35 (KCU) |
35 |
35 (KCV) 35 (KCU) |
Примечание - Требования к ударной вязкости устанавливаются в технических требованиях, технических условиях с учетом условий эксплуатации газопровода и результатов квалификационных испытаний. Эти требования могут быть установлены более жесткими по сравнению с требованиями таблицы 21. |
15.1.21 ИПГ проводятся на образцах толщиной не более 19 мм. В случае когда ИПГ полнотолщинных образцов с толщиной стенки более 19 мм не удовлетворяют требованиям таблицы 22, допускается ИПГ образцов толщиной 19 мм с симметрично отфрезерованными сторонами с соответствующим понижением температуры испытания.
15.1.22 Для труб подземных газопроводов класса прочности К60 при рабочем давлении свыше 9,8 МПа, для труб подземных трубопроводов класса прочности свыше К60, а также для МГ надземной прокладки требования по ударной вязкости KCV, количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ, температуре испытаний должны определяться в технических требованиях, технических условиях на трубы после проведения исследовательских квалификационных испытаний по методикам, утвержденным ОАО «Газпром» в установленном порядке.
Таблица 22 - Требования к ударной вязкости KCV и доле вязкой составляющей в изломе образцов ИПГ основного металла труб
Условный диаметр труб, мм (класс прочности) |
Ударная вязкость основного металла труб, не менее, Дж/см2 |
Количество вязкой составляющей в изломе образцов ИПГ основного металла труб, не менее, % |
1400 (К60) |
100 |
85 |
1200 (К56) |
90 |
85 |
1000 (К52) |
60 |
85 |
700 (К50) |
50 |
85 |
500 (К42) |
50 |
85 |
Примечание - Для труб с промежуточными значениями условного диаметра принимаются требования для труб с ближайшим большим значением условного диаметра из приведенных в таблице 22. |
15.1.23 Пластическая деформация металла при экспандировании электросварных труб не должна превышать 1,2 % (для труб класса прочности до К60 включительно). Данное требование, в том числе для труб класса прочности свыше К60, может уточняться в технических требованиях и технических условиях на трубы.
15.1.24 Каждая труба должна проходить на заводе-изготовителе испытание гидростатическим давлением. Испытательное давление Pt МПа, без учета осевого подпора вычисляют по формуле
(15.3)
где tn - номинальная толщина стенки трубы, мм;
Н - допускаемое напряжение в стенке трубы при испытании, МПа;
D - диаметр трубы наружный, мм.
В случае если в нормативных документах на применение и изготовление труб отсутствуют другие указания по величине допускаемого напряжения при испытании труб, величина R должна быть принята равной не менее 90 % нормативного предела текучести металла трубы.
15.1.25 Для газопроводов должны применяться следующие соединительные детали:
- тройники штампованные;
- тройники штампосварные;
- тройники сварные (без усиливающих элементов);
- отводы крутоизогнутые штампованные или штампосварные;
- отводы горячегнутые, изготовленные гибкой труб с использованием индукционного нагрева;
- отводы холодногнутые и вставки кривые;
- переходы, концентрические и эксцентрические штампованные из труб или штампосварные из листового проката;
- днища (заглушки) штампованные эллиптические;
- кольца переходные.
15.1.26 Технические условия на все СДТ разрабатываются с учетом технических требований, утвержденных в ОАО «Газпром» в установленном порядке.
15.1.27 Толщина стенки СДТ определяется в разделе 13.2 и приложениях А и Б.
15.1.28 Строительные размеры и допуски на СДТ указываются в технических условиях заводов-изготовителей.
15.1.29 Толщины стенок переходов концентрических-с углом наклона до 12° определяются в соответствии с требованиями раздела 13.2. Толщины стенок переходов концентрических с углом наклона 12° и более, переходов эксцентрических должны соответствовать требованиям технической документации, разработанной в установленном порядке.
15.1.30 Для обеспечения требуемых механических и вязкопластических свойств СДТ (кроме отводов гнутых, изготовленных способом индукционного нагрева, отводов холодногнутых и колец переходных) должны подвергаться термообработке.
15.1.31 Предел текучести основного металла СДТ может отличаться от значений таблицы 18 и устанавливаться техническими условиями завода-изготовителя.
15.1.32 СДТ и присоединяемые трубы соединяются между собой кольцевыми стыковыми сварными соединениями.
15.1.33 Свариваемые кромки соединительной детали должны быть механически обработаны на за воде-изготовителе и соответствовать толщине стенки присоединяемой трубы. Формы свариваемых кромок соединительных деталей должны указываться в соответствующих технических требованиях и технических условиях.
15.1.34 Толщина свариваемой кромки соединительной детали должна удовлетворять условиям (13.1) - (13.5), в которых используются присоединяемый диаметр и нормативные свойства материала детали.
15.1.35 Классы прочности присоединяемых труб и СДТ не должны отличаться по временному сопротивлению более чем на 130 МПа.
15.1.36 В тех случаях, когда основной металл соединяемых трубы и детали имеет разные значения временного сопротивления, для обеспечения равнопрочности монтажных соединений необходимо соблюдать условие:
(15.4)
где tfit, tp - толщина кромки стенки соединительной детали и толщина стенки присоединяемой трубы соответственно, мм;
σu_fit, σu - нормативный предел прочности (временное сопротивление) соединительной детали и присоединяемой трубы соответственно, МПа.
15.1.37 При толщинах стенок присоединяемых концов детали и трубы, отличающихся более чем в 1,5 раза, необходимо предусматривать переходные кольца. Переходные кольца должны привариваться на заводе-изготовителе или в трассовых условиях.
15.1.38 Соединительные детали (кроме гнутых отводов радиусом 5Ду и выше) должны испытываться на заводе гидравлическим давлением не ниже 1,3 рабочего давления для деталей, монтируемых участках категорий Н и С, и не ниже 1,5 рабочего давления - для деталей участков категории В.
15.1.39 При разности классов прочности СДТ и присоединяемых труб более чем в 80 МПа должна выполняться термообработка сварного соединения.
15.2 Сварные соединения и сварочные материалы при строительстве
15.2.1 Сварка при строительстве магистральных газопроводов должна выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов ОАО «Газпром».
15.2.2 Сварку труб протяженных участков газопровода рекомендуется выполнять преимущественно автоматическими, механизированными способами. Ручную дуговую сварку рекомендуется применять в случаях технической невозможности применения автоматических и механизированных способов сварки, при выполнении специальных сварных соединений и ремонте.
15.2.3 Применение автоматических, механизированных, ручных способов сварки и их комбинаций должно устанавливаться нормативными документами ОАО «Газпром», регламентирующими технологии сварки газопроводов.
15.2.4 Требования к механическим испытаниям и свойствам сварных соединений газопроводов должны устанавливаться нормативными документами ОАО «Газпром», регламентирующими технологии сварки и контроль качества сварных соединений газопроводов.
15.2.4 Механические свойства* кольцевых стыковых сварных соединений газопроводов, при отсутствии специальных требований, должны соответствовать следующим требованиям при испытаниях:
- на статическое растяжение плоских образцов по ГОСТ 6996 временное сопротивление разрыву должно быть не ниже нормативного значения временного сопротивления разрыву основного металла в продольном направлении;
____________
* Требования к механическим свойствам сварных соединений труб с классом прочности свыше К65 устанавливаются в специальных технических условиях
- статический изгиб образцов сварных соединений с классом прочности основного металла до К60 включительно по ГОСТ 6996 среднее арифметическое значение угла изгиба должно быть не менее 120°, при этом минимальное значение угла изгиба должно быть не менее 100°, с классом прочности основного металла К65 угол изгиба должен быть 180°;
- ударный изгиб образцов Шарпи по ГОСТ 6996 среднее арифметическое значение ударной вязкости металла шва и ЗТВ определяется при температуре не выше минус 20 °С и не ниже минус 40 °С и должно быть не менее:
- 50 Дж/см2 для электросварных труб на рабочее давление среды от 8,3 до 11,8 МПа с классом прочности основного металла до К65 включительно наружным диаметром от 1020 до 1420 мм, при этом минимальное значение для одного образца - 37,5 Дж/см2;
- 34,4 Дж/см2 для электросварных труб на рабочее давление среды от 1,2 до 8,3 МПа, изготовленных с применением дуговых способов сварки, с классом прочности основного металла до К60 включительно наружным диаметром до 1420 мм включительно, при этом минимальное значение для одного образца - 29,4 Дж/см2;
- значений, установленных требованиями ГОСТ, ТУ к основному металлу для бесшовных и электросварных труб, сваренных токами высокой частоты, но не менее 24,5 Дж/см2 (минимальное значение для одного образца 19,6 ж/см2), при этом если требования к ударной вязкости основного металла труб выше 50 Дж/см2, то среднее арифметическое значение ударной вязкости металла шва и ЗТВ должно быть не менее 34,4 Дж/см2 (минимальное значение для одного образца 29,4 Дж/см2);
- измерении твердости образцов по ГОСТ 2999 твердость металла шва и ЗТВ (HV10) не должна превышать значений, приведенных в таблице 23.
15.2.6 Механические свойства угловых и нахлесточных сварных соединений газопроводов при отсутствии специальных требований должны соответствовать следующим требованиям: а) отсутствие недопустимых внутренних дефектов при испытаниях на ударный излом;
Таблица 23 - Максимально допустимые значения твердости (HV10) металла шва и ЗТВ сварных соединений
Место определения |
Твердость (HV10) |
||
до К55 включительно |
свыше К55 до К60 включительно |
свыше К60 до К65 включительно |
|
Металл шва |
≤ 280 |
≤ 280 |
≤ 300 (≤ 325*) |
ЗТВ |
≤ 300 |
≤ 325 |
≤ 325 (≤ 350**) . |
* Для сварных соединений, выполненных ручной дуговой сваркой, включая специальные сварные соединения и участки сварных соединений, отремонтированных ручной дуговой сваркой. **Для облицовочного слоя шва и участков корневого слоя шва, выполненных с подваркой. |
б) твердость металла шва и ЗТВ должна соответствовать требованиям, предъявляемым для стыковых сварных соединений.
15.2.7 Все сварные соединения магистральных газопроводов должны быть проконтролированы визуальным, измерительным и неразрушающими физическими методами.
15.2.8 Объемы, методы, нормы оценки и уровни качества сварных соединений должны устанавливаться нормативными документами ОАО «Газпром», регламентирующими контроль качества сварных соединений газопроводов, в зависимости от категорий участков магистрального газопровода: Н - Нормальная, С - Средняя, В - Высокая.
15.2.9 Для сварки магистральных газопроводов могут применяться:
проволоки сплошного сечения, порошковые проволоки, самозащитные порошковые проволоки для автоматической и механизированной сварки;
флюсы для автоматической сварки;
защитные газы и их смеси для автоматической, механизированной и ручной сварки;
покрытые электроды для ручной сварки.
15.2.10 Сварочные материалы (проволоки, флюсы, защитные газы и их смеси) должны изготавливаться в соответствии с требованиями ГОСТ, ТУ и иметь разрешительные документы на их применение.
15.2.11 Классификация сварочных материалов приведена в приложении Д.
15.3 Изделия для балластировки и закрепления магистральных газопроводов на проектных отметках
15.3.1 Для закрепления (балластировки) газопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках должны предусматриваться сплошные утяжеляющие покрытия, утяжеляющие навесные и кольцевые одиночные грузы, балластирующие устройства с использованием грунта. В особо сложных условиях Западной Сибири и Крайнего Севера при соответствующем обосновании для балластировки подводных переходов газопроводов диаметром 1020 мм и более в русловой части, а также в болотах допускается применять чугунные кольцевые грузы.
15.3.2 Анкерные устройства для закрепления магистральных газопроводов на проектных отметках следует использовать в проектах с надлежащей осторожностью, поскольку удерживающая способность анкерных устройств определяется физико-механическими свойствами грунтов, в которые погружены анкерные устройства. Применение вмораживаемых анкерных устройств допускается на ограниченное время до обеспечения требуемых параметров охлаждения транспортируемого газа.
15.3.3 Все изделия, применяемые для закрепления газопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.
15.3.4 Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготавливаться в виде изделий из бетона, особо тяжелых бетона и железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м3 (для особо тяжелых бетонов не менее 2900 кг/м3).
Каждый груз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и объема груза, а грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду, маркируются дополнительным индексом.
Примечание - Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85 [28].
15.3.5 Шаг утяжеляющих бетонных грузов и грунтонаполняемых балластирующих устройств (полимерноконтейнерных с каркасом и без него) устанавливается проектом.
15.3.6 Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы должны изготавливаться из чугуна (с учетом требований 15.3.1), железобетона или других материалов в виде двух половин с плотностью согласно 15.3.3.
Каждый полугруз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и наружного диаметра газопровода, для которого предназначен этот груз.
15.3.7 Анкерные устройства изготавливаются из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.
15.3.8 Допускается балластировка газопроводов комбинированными методами, включающими закрепление газопроводов грунтом в сочетании с утяжеляющими одиночными грузами, сплошным обетонированием, а также с геотекстильными материалами.
15.4 Теплоизоляционные покрытия
15.4.1 Материал и толщина теплоизоляционного покрытия должны назначаться на основе теплотехнических расчетов из условий обеспечения необходимой температуры транспортирования газа. Проектирование тепловой изоляции газопроводов должно соответствовать основным требованиям СП 41-103-2000 [29].
15.4.2 Теплоизоляционное покрытие газопровода, транспортирующего газ при отрицательных температурах и укладываемого в траншею в пучинистых грунтах, должно быть рассчитано исходя из условия недопущения промерзания окружающего талого грунта вблизи газопровода.
15.4.3 В качестве теплоизоляционного покрытия рекомендуется применять материалы, обладающие при низкой плотности и малой теплопроводности высокой прочностью на сжатие, что позволяет устанавливать покрытие под кольцевые утяжелители без дополнительного усиления. Диапазон рабочих температур указанных материалов составляет от минус 50 °С до 75 °С.
15.4.4 Материалы на основе экструдированного пенополистирола имеют низкое водопоглощение, устойчивы к многократным циклам промерзания/оттаивания. Материалы могут выпускаться в виде плит, а также кольцевых сегментов заданной толщины.
15.5 Внутренние гладкостные покрытия труб
15.5.1 Внутреннее гладкостное покрытие предназначено для снижения гидравлического сопротивления газопроводов, а также для защиты внутренней поверхности труб от атмосферной коррозии на время их транспортировки, хранения и выполнения строительно-монтажных работ.
15.5.2 Технические требования к внутренним гладкостным покрытиям газопроводов для использования при проектировании и строительстве новых газопроводов определены в СТО Газпром 2-2.2-180.
15.6 Геотекстильные материалы
Геотекстильные материалы рекомендуются к применению в конструкциях балластировки подземных газопроводов, противоэрозионных конструкциях и конструкциях притрассовых дорог и технологических проездов, и насыпей.
Нетканые синтетические материалы применяются на участках слабых грунтов для снижения неравномерности осадок насыпей, возводимых на сжимаемых основаниях.
Для армирования грунтов следует применять материалы из полимеров и стекловолокна (геосетки и геокомпозиты).
Материалы с относительным удлинением более 15 % возможно использовать только в качестве разделительной или дренирующей прослойки.
Требования к физико-механическим показателям геосинтетических материалов приведены в таблице 24.
Таблица 24 - Физико-механические показатели геосинтетических материалов
Область применения |
Прочность, кН/м |
Удлинение при разрыве, % |
Допустимая потеря прочности на растяжение после 25 циклов промораживания - оттаивания, не более, % |
Армирование |
Не менее 30 |
До 15 |
10 |
Разделение |
Не менее 15 |
- |
10 |
Противоэрозионная защита |
Не менее 0,5 |
- |
10 |
Скальный лист предназначен для зашиты изоляционного слоя трубы при укладке газопроводов в скальных и многолетнемерзлых грунтах.
Допускается использование геотекстильных материалов, прошедших соответствующие испытания в установленном порядке и рекомендованных ОАО «Газпром» к применению. Требования к применяемым геотестильным материалам при проектировании МГ должны соответствовать СТО Газпром 2-2.2-076.
15.7 Термостабилизаторы
Двухфазные термосифоны - термостабилизаторы - необходимо применять при прокладке магистральных газопроводов в условиях криолитозоны для обеспечения несущей способности грунтовых и свайных оснований фундаментов зданий КС, крановых узлов, узлов пуска и приема ВТУ, вдольтрассовых ЛЭП, опор мостов, а также при сооружении и эксплуатации притрассовых дорог, для создания «мерзлотных стенок» и противофильтрационных завес, дамб, ледовых островов, дорог и переправ.
16 Защита газопроводов от коррозии
16.1 Защитные покрытия подземных газопроводов
16.1.1 Защита газопроводов от подземной коррозии, независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.
16.1.2 В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации газопроводов следует применять тот тип защитных покрытий, который указан в разрешительной нормативной документации, согласованной ОАО «Газпром».
16.1.3 Покрытия труб должны отвечать требованиям СТО Газпром 2-2.3-130 и СТО Газпром 2-2.2-178.
16.1.4 Трубы с покрытиями могут использоваться для строительства газопроводов надземной прокладки при условии дополнительной защиты покрытия от воздействия солнечной радиации.
16.1.5 Противокоррозионная защита зоны сварных монтажных стыков изолированных труб, монтажных и крановых узлов выполняется материалами, уровень показателей свойств которых максимально приближены к свойствам основного покрытия и допущенных к применению на объектах ОАО «Газпром».
16.1.6 Для защиты от коррозии при строительстве и реконструкции узлов газопроводов сложной конфигурации и подключающих шлейфов КС (ДКС) должны применяться материалы заводского или трассового нанесения, отвечающие Техническим требованиям [30].
16.1.7 Термореактивные материалы для получения покрытий в заводских или трассовых условиях нанесения должны обеспечивать выполнение показателей свойств покрытия, приведенных в таблице 25.
Таблица 25 - Технические требования к термореактивным покрытиям
Наименование показателя |
Значение |
Метод испытания |
1 Внешний вид покрытия |
Однородная поверхность без пузырей, трещин, отслоений, пропусков и других дефектов, ухудшающих качество покрытия |
Визуальный осмотр |
2 Диэлектрическая сплошность покрытия. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении, кВ/мм |
5 |
Искровой дефектоскоп |
3 Прочность при ударе, Дж/мм, не менее, при температурах: - минус (30±3) °С; - (20±5) °С; - (40±3) °С |
5(3)* |
приложение А |
4 Адгезия к стати методом отрыва, МПа, для всех типов покрытий, не менее, при температуре (20±5) °С |
7 |
ИСО 4624:2002 [31], ГОСТ 14760 |
5 Снижение адгезии к стали после выдержки в воде в течение 1000 ч, % от исходной величины, не более, при температурах: |
|
ИСО 4624:2002 [31], |
- (40±3) °С (для Пк-40); |
30 |
|
- (60±3) °С (для Пк-60); |
40 |
|
- (80±3) °С (для Пк-80); |
50 |
|
- (95±3) °С (дляПк-100) |
50 |
|
6 Площадь отслаивания покрытия при поляризации, см2, не более: |
|
|
- (20±5) °С 30 суток (Пк-40, Пк-60, Пк-80, Пк-100); |
8 |
|
- (60±3) °С 7 суток (для Пк-40); |
10 |
приложение В |
- (80±3) °С 7 суток (для Пк-60); |
10 |
(схема В.4.2) |
- (95±3) °С 7 суток (для Пк-80); |
10 |
|
- (95±3) °С 15 суток (для Пк-100) |
10 |
|
7 Переходное сопротивление покрытия, Ом·м2, не менее: |
|
приложение Г |
- исходное (для всех типов); |
108 |
|
- после 100 суток выдержки в 3 %-м растворе NaCl при температуре (60±3) °С (для Пк-40, Пк-60); |
107 |
|
- после 100 суток выдержки в 3 %-м растворе NaCl при температуре (80±3) °С (для Пк-80); |
107 |
|
- после 100 суток выдержки в 3 %-м растворе NaCl при температуре (95±3) °С (для Пк-100); |
107 |
|
- после 100 суток термостарения при (80±3) °С и последующей выдержки в 3 %-м растворе NaCl в течение 10 суток при температуре (60±3) °С (для Пк-80); |
106 |
приложение Г |
- после 100 суток термостарения при (100±3) °С и последующей выдержки в 3 %-м растворе NaCl в течение 10 суток при температуре (60±3) °С (для Пк-100) |
106 |
|
8 Сопротивление пенетрации (вдавливанию): |
|
|
- при температуре 20 °С, мм, не более (все типы) в % от исходной толщины: |
0,3 |
|
- при температуре (40±3) °С (для Пк-40); |
20 |
ГОСТ Р 51164, приложение Е |
- при температуре (60±3) °С (для Пк-60); |
20 |
|
- при температуре (80±3) °С (для Пк-80); |
25 |
|
- при температуре (100±3) °С (для Пк-100) |
30 |
|
9 Влагопоглощение (водопоглощение) через 1000 часов, %, не более: |
|
|
- при температуре (40±3) °С (для Пк-40); |
5 |
|
- при температуре (60±3) °С (для Пк-60); |
5 |
|
- при температуре (80±3) °С (для Пк-80); |
8 |
|
- при температуре (90±3) °С (для Пк-100) |
8 |
|
10 Прочность при разрыве, МПа, не менее, при температуре (20±5) °С |
8 (12)* |
|
11 Относительное удлинение при разрыве, %, не менее, при температуре (20±5) °С |
20 (5)* |
|
12 Стойкость покрытия к отслаиванию при термоциклировании для всех типов, количество циклов без отслаивания и растрескивания покрытия, не менее, в интервале температур от минус (60±5) °С до плюс (20±5) °С |
10** |
СТО Газпром 2-2.3-130-2007, пункт 12.10 |
13 Поры на срезе покрытия, проведенном под углом (35±5)° при 3-5-кратном увеличении |
Отсутствие пор на границе между металлом и покрытием |
|
* Без скобок приведено значение показателя для покрытий на полиуретановой основе, в скобках - для покрытий на эпоксидной основе. ** Только для условий заводского (базового) и трассового нанесения в районах Крайнего Севера. |
16.1.8 В зависимости от температурных условий эксплуатации газопровода наружные термореактивные покрытия делятся на четыре типа:
- тип Пк-40 предназначен для строительства, реконструкции и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатации 40 °С;
- тип Пк-60 предназначен для строительства, реконструкции и капитального ремонта КС и ДКС, магистральных газопроводов и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатации 60 °С;
- тип Пк-80 предназначен для строительства, реконструкции и капитального ремонта КС, ДКС, ПХГ и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатации 80 °С;
- тип Пк-100 предназначен для строительства, реконструкции и капитального ремонта КС, ДКС, ПХГ и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатации 100 °С.
16.1.9 Основные положения по применению противокоррозионных покрытий определяются условиями строительства и эксплуатации объекта газопровода, которые включают:
- диаметр газопровода;
- проектную эксплуатационную температуру газопровода;
- условия прохождения газопровода;
- сезонный график проведения строительно-монтажных работ;
- условия транспортировки и хранения монтажных изделий для строительства газопровода;
- нормативный срок службы газопровода.
16.1.10 При проектировании объектов ОАО «Газпром» и организации конкурсов на поставку трубных изделий с покрытием, проведения работ по нанесению защитных покрытий в трассовых условиях и/или поставку противокоррозионных материалов должны учитываться существующие в ОАО «Газпром» технические требования или отраслевые стандарты на данные виды продукции и организации проведения работ.
16.1.11 Трубная продукция с противокоррозионным покрытием, противокоррозионные материалы и технологические процессы их применения должны пройти соответствующую сертификацию на соответствие существующим техническим требованиям и отраслевым стандартам ОАО «Газпром» и иметь соответствующие разрешительные документы. ТУ на трубы и трубную продукцию должны быть согласованы с ОАО «Газпром».
16.2 Электрохимическая зашита подземных газопроводов
16.2.1 Общие требования
16.2.1.1 Система ЭХЗ - составная часть линейной части газопровода, выполняющая следующие основные технологические функции:
- обеспечение эффективной защиты газопровода от подземной коррозии;
- контроль эффективности противокоррозионной защиты.
16.2.1.2 Система ЭХЗ может включать:
- установки катодной защиты (в т.ч. преобразователи катодной защиты, анодные заземления, кабельные и воздушные линии к точкам дренажа и анодным заземлениям);
- установки протекторной защиты;
- установки дренажной защиты;
- контрольно-измерительные пункты и диагностические пункты;
- изолирующие вставки;
- электроперемычки;
- устройства регулирования защитного тока;
- автономные источники электроэнергии для катодной защиты;
- средства телеконтроля и телеуправления УКЗ и средства коррозионного мониторинга.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации МГ система ЭХЗ может включать все или некоторые из этих элементов.
16.2.1.3 Решение следующих вопросов по ЭХЗ должно соответствовать требованиям СТО Газпром 2-3.5-051:
- необходимость устройства катодной защиты;
- степень защиты (поляризации), соответствующую коррозионной агрессивности грунтов, температуре газопровода и влиянию блуждающих токов;
- необходимость устройства временной электрохимической защиты в случае, если по проекту основные средства ЭХЗ вводятся позднее завершения строительства газопровода.
16.2.1.4 Все проектируемые элементы ЭХЗ газопровода конструктивно и технологически должны обеспечивать минимальный объем монтажных и пусконаладочных работ на трассе газопровода.
16.2.1.5 При проектировании ЭХЗ газопроводов следует учитывать положения ГОСТ Р 51164, СТО Газпром 2-3.5-047 и СТО Газпром 2-3.5-051.
16.2.1.6 При расчете параметров ЭХЗ следует учитывать температуру транспортируемого газа (газопровода). На участках с температурой ниже 278 К (+5 °С) величина минимального защитного поляризационного потенциала составляет 0,80 В по МСЭ.
16.2.1.7 В интервале температур газопровода 278 К (+5 °С) - 303 К (+30 °С) величину минимального защитного потенциала Uминt вычисляют по формуле
(16.1)
(16.2)
где Uминt18 - минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18 °С (при отсутствии опасности бактериальной коррозии Uминt18 = -0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);
tr - температура грунта непосредственно около стенок газопровода, °С;
рu - температурный коэффициент потенциала, °С-1 (для температуры грунта 0-18 °С βu = 0,003; для температуры грунта 18-30 °С βu = 0,01).
16.2.1.8 При строительстве газопровода до ввода в строй основных средств ЭХЗ в качестве временной защиты следует использовать системы защиты на основе протекторов или от систем ЭХЗ, находящихся вблизи подземных сооружений.
16.2.2 Установки катодной защиты
16.2.2.1 Места монтажа УКЗ следует предусматривать рядом с линейными кранами газопровода. УКЗ должны быть блочно-комплектного исполнения и предусматривать минимум строительно-монтажных и пусконаладочных работ.
16.2.2.2 Преобразователи катодной защиты должны монтироваться в индивидуальных блок-боксах, защищающих преобразователи от воздействия низких температур, обледенения, заноса снегом для районов с арктическим климатом. Блок-боксы с преобразователями и другими элементами ЭХЗ по возможности следует устанавливать в одном ограждении с крановой площадкой. В остальных случаях преобразователи можно монтировать в блочных устройствах. Допускается проектировать монтаж преобразователей на специальных фундаментах, анкерных опорах анодных линий и линий электроснабжения. Конструкции для размещения преобразователей в районах с густой и умеренной заселенностью должны быть вандалозащишенными. Электроснабжение УКЗ должно соответствовать 2-й категории надежности.
16.2.2.3 При проектном обосновании должно быть обеспечено резервирование преобразователей УКЗ (установка резервного преобразователя).
16.2.2.4 В блок-боксы должны заводиться контрольные провода от электродов сравнения и датчиков коррозионного мониторинга, установленных на трубе. Применяемые преобразователи должны иметь возможность регулирования выходного напряжения не менее 48 В.
16.2.2.5 Электроснабжение УКЗ может осуществляться от вдольтрассовых ЛЭП или автономных источников.
16.2.2.6 Резервирование электроснабжения УКЗ, установленных на трассе газопровода, может осуществляться от автономных источников тока.
16.2.2.7 Расчет длины защитной зоны, необходимой силы тока преобразователя и количества необходимых УКЗ следует выполнять в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-047.
16.2.2.8 Расчет параметров ЭХЗ необходимо выполнять с учетом старения изоляции. При этом сопротивление изоляции на 30-й год следует принимать равным 12150 Ом·м2.
16.2.2.9 При расчете параметров УКЗ следует учитывать необходимую дополнительную силу тока, расходуемую на защитные заземления, датчики коррозии и вспомогательные электроды датчиков поляризационного потенциала.
16.2.3 Анодные заземления
16.2.3.1 Анодные заземления в установках катодной защиты могут быть как глубинные, так и поверхностные (поверхностно распределенные). В глубинных заземлениях, состоящих из нескольких заземлителей расстояние между скважинами с глубинными заземлителями должно быть 0,3L, (L - глубина скважины).
16.2.3.2 Глубину скважины для заземлителей следует определять с учетом анализа геологического разреза; электроды анодных заземлений должны монтироваться в пластах с минимальным удельным электрическим сопротивлением.
16.2.3.3 Расчет количества элементов анодных заземлений должен выполняться в соотвествии с СТО Газпром 2-3.5-047.
Расчетный срок службы анодных заземлений следует принимать в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051.
16.2.3.4 При проектировании анодных заземлений в скальных грунтах необходимо использовать результаты вертикальных электрических зондирований и результаты исследований кернов из параметрических скважин.
16.2.3.5 Материалы анодных заземлений следует выбирать с учетом почвенно-грунтовых условий, в которых будут эксплуатироваться заземления.
16.2.3.6 Анодные линии следует проектировать, как правило, кабелем с медной токоведущей жилой и двойной изоляцией, допускается применение воздушных линий из сталеалюминевого изолированного провода. При проектировании анодных ВЛ учитывают ветровые нагрузки.
16.2.3.7 Коммутация кабелей к элементам глубинных анодных заземлений должна обеспечиваться с помощью КИП, смонтированных над каждым элементом. Места монтажа глубинных анодных заземлений следует обозначать специальными знаками поверх снега.
На горных участках, участках со скальным грунтом и в условиях вечной мерзлоты возможно применение протяженных анодных заземлений.
16.2.4 Протекторы
16.2.4.1 В проекте ЭХЗ газопровода протекторы следует предусматривать:
- для основной защиты кожухов (патронов) на переходах под авто- и железными дорогами;
- временной защиты от коррозии строящегося газопровода.
16.2.4.2 В качестве протекторов следует использовать магниевые протекторы ПМ 10У и ПМ 20У.
16.2.4.3 Необходимое количество протекторов определяют расчетом в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-047.
16.2.5 Дренажная защита
16.2.5.1 Необходимость дренажной защиты следует определять по результатам изысканий.
16.2.5.2 Установку УДЗ следует проектировать в районах тяговых подстанций и местах пересечения газопровода с электрифицированной железной дорогой. При удалении ЛЧ МГ от электрифицированной железной дороги на расстояние более 2 км для защиты от коррозии блуждающими токами следует проектировать УКЗ с автоматическим поддержанием потенциала.
16.2.6 Контрольно-измерительные пункты
16.2.6.1 Контрольно-измерительные пункты располагаются в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-051.
КИП для измерения силы тока в газопроводе должны быть смонтированы через 3-5 км ЛЧ МГ и с обеих сторон ВЭИ.
Электроды сравнения в КИП должны быть долгодействующими, срок службы в условиях эксплуатации - не менее 10 лет.
Контрольно-измерительные пункты подключаются к газопроводу медным двужильным кабелем с двойной изоляцией. Кабель присоединяется на одну отдельную клемму на клеммном щитке КИП.
16.2.7 Особенности ЭХЗ технологических трубопроводов компрессорных станций
16.2.7.1 Подземные технологические коммуникации промплощадок КС должны быть обеспечены катодной защитой. Защита трубопроводов КС обеспечивается с помощью УКЗ с сетевыми преобразователями катодной защиты. Катодные и анодные линии проектируются в кабельном исполнении, допускается их монтаж на эстакадах.
При расчете параметров ЭХЗ следует руководствоваться разделом 12 СТО Газпром 2-3.5-047.
16.2.7.2 В качестве анодных заземлений системы катодной защиты должна предусматриваться, как правило, комбинированная система глубинных анодов в сочетании с протяженными (или распределенными) анодными заземлителями.
Место строительства анодных заземлений следует выбирать с учетом перспективного строительства КС на следующих очередях (нитках) газопроводов.
16.2.8 Коррозионный мониторинг
16.2.8.1 Для КС с подземной прокладкой газопроводов необходимо предусмотреть коррозионный мониторинг.
16.2.8.2 Состав системы коррозионного мониторинга газопровода должен соответствовать требованиям СТО Газпром 2-3.5-051.
16.2.8.3 Система телеконтроля должна позволять оперативно получать информацию о работе УКЗ и дистанционно управлять режимами их работы. Телеконтроль УКЗ должен предусматривать оперативную передачу следующих данных:
- величины напряжения на входе преобразователя;
- величины напряжения на выходе преобразователя;
- силы тока УКЗ;
- величины поляризационного потенциала в точке дренажа;
- величины потенциала с омической составляющей в точке дренажа;
- показания счетчика наработки преобразователей;
- идентификационной метки работающего преобразователя (основной/резервный);
- сигнала о несанкционированном доступе в блок-бокс с преобразователем;
- параметров датчиков коррозионного состояния.
16.2.8.4 Места монтажа КДП следует проектировать в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-051.
16.2.8.5 КДП должен иметь щиток с клеммами для подключения двух контрольных проводов, идущих от магистрального газопровода для измерения силы тока в трубе и датчиков коррозионного мониторинга. В состав КДП могут быть включены следующие устройства, монтируемые на различных глубинах, соответствующих средней и нижней образующим газопровода:
- стационарные электроды сравнения;
- устройства для измерения поляризационного потенциала;
- вспомогательные электроды - имитаторы дефекта изоляции;
- датчики (индикаторы) коррозии для определения скорости коррозии, подключенные и неподключенные к трубе;
- другие датчики, контролирующие коррозионные процессы на газопроводе.
16.2.8.6 Установку датчиков коррозии, потенциала и температуры на подземных газопроводах следует предусматривать в бесколодезном исполнении.
В месте монтажа КДП на трубе должен быть запроектирован маркер для привязки данных внутритрубной дефектоскопии.
По требованиям заказчика данные датчиков КДП могут заводиться в систему дистанционного контроля и передаваться на соответствующий диспетчерский пункт.
16.2.8.7 Систему ЭХЗ необходимо проектировать в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-051 по учету действующих систем ЭХЗ эксплуатируемых соседних газопроводов и перспективного строительства подземных металлических сооружений вдоль трассы проектируемого газопровода.
16.3 Защита надземных газопроводов от атмосферной коррозии
16.3.1 Газопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.
16.3.2 Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1 кВ на толщину покрытия.
16.3.3 Толщина стеклоэмалевых покрытий должна быть не менее 0,5 мм, сплошность - не менее 2 кВ на толщину.
16.3.4 Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации газопроводов 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.
16.3.5 Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных газопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 11-23-81 [32].
17 Технологическая связь газопроводов
17.1 Магистральные газопроводы должны быть оборудованы линиями технологической связи, обеспечивающими все требования систем управления технологическими процессами трубопроводного комплекса.
17.2 Технологическая связь газопроводов должна обеспечивать:
- магистральную связь ЦПДД ОАО «Газпром» с диспетчерскими пунктами объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа и газового конденсата;
- магистральную диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов объединений (управлений) по добыче и транспортированию газа и газового конденсата с диспетчерскими пунктами линейных производственных управлений магистральных газопроводов, КС, ГРС и ПХГ;
- диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных газопроводов с подчиненными им КС, ГРС, ремонтно-восстановительными и эксплуатационными службами газопровода, пунктами замера транспортируемого продукта, линейными ремонтерами (обходчиками), а также с ПХГ и головными сооружениями промыслов;
- линейную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистральных газопроводов со специальными транспортными средствами и ремонтными бригадами, работающими на трассе газопровода;
- оперативно-производственную телефонную связь ОАО «Газпром» с управлениями магистральных газопроводов и объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа и газового конденсата, объединений (управлений) с подчиненными им службами, а также смежных объединений (управлений) между собой;
- телефонную связь сетевых совещаний ОАО «Газпром» с объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа и газового конденсата, управлениями магистральных газопроводов, основными эксплуатационными службами газопровода, промыслами, ПХГ;
- местную связь промышленных площадок и жилых поселков с возможностью выхода на каналы Минсвязи РФ и других министерств и ведомств для организации обслуживания вызовов экстренных оперативных служб;
- каналы связи для центральной и линейной телемеханики;
- каналы связи для автоматизированной системы управления.
Примечания
1 Связь ГРС с потребителем газа осуществляется средствами местной телефонной связи, строительство которой выполняет потребитель газа. В состав строительства технологической связи газопровода средства местной телефонной связи не входят.
2 Для организации оперативно-производственной телеграфной связи используются, как правило, устройства, входящие в автоматизированную систему управления газопроводом.
17.3 Проектирование линий технологической связи газопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию линий связи, утвержденных в установленном порядке ОАО «Газпром» и Минсвязи РФ.
17.4 Магистральные линии технологической связи газопроводов следует предусматривать в виде кабельных или радиорелейных линий, проходящих вдоль газопровода на всем его протяжении, с отводами к местам расположения трубопроводной арматуры и оборудования.
Соединительные линии связи следует предусматривать в виде кабельных и радиорелейных линий.
Сеть местной связи промышленных площадок и жилых поселков надлежит предусматривать в виде кабельных или воздушных линий.
Выбор типа линий связи должен быть обоснован технико-экономическим расчетом. Воздушные линии связи допускается предусматривать только в исключительных случаях.
17.5 Технологическая связь газопроводов состоит из линейных и станционных сооружений.
К линейным сооружениям следует относить магистральные и соединительные кабели, воздушные линии связи и линии местных сетей промышленных площадок и жилых поселков, а также необслуживаемые усилительные пункты (НУП).
К станционным сооружениям следует относить обслуживаемые узлы связи, радиорелейные станции с антенно-фидерными системами и энергосооружениями.
17.6 Узлы связи газопроводов следует размещать, как правило, на территории служб газопровода в помещениях административно-технических зданий, отдельных зданиях или блок-боксах. Мачты радиорелейной технологической связи газопровода с обслуживаемыми и необслуживаемыми станциями допускается располагать на территории КС.
17.7 На газопроводах и КС, которые строят в несколько очередей, проектом магистральной кабельной линии технологической связи должны предусматриваться строительство и ввод станционных сооружений технологической связи также в несколько очередей по мере готовности помещений для узлов связи и энергоснабжения.
17.8 НУП кабельной линии и промежуточные станции радиорелейной линии технологической связи следует размещать вдоль газопровода в местах, обеспечивающих нормальную работу аппаратуры связи, удобство строительства и эксплуатации линии связи, и по возможности приблизив их к линейным сооружениям (к запорной арматуре) газопровода в пределах допустимого отклонения длины усилительного участка от номинальной длины, обусловленной техническими параметрами применяемой аппаратуры.
17.9 Кабельные линии технологической связи следует предусматривать, как правило, с левой стороны газопровода но ходу продукта на расстоянии не менее 8 м от оси газопровода диаметром до. 500 мм и не менее 9 м - диаметром свыше 500 мм.
Переход кабеля связи на правую сторону от газопровода должен быть обоснован проектом.
На участках государственного лесного фонда допускается приближать кабель связи на расстояние до 6 м независимо от диаметра газопровода.
При прокладке в горных районах кабель связи следует предусматривать, как правило, с нагорной стороны в отдельной траншее на расстоянии не менее 3 м от оси газопровода независимо от диаметра.
При переоборудовании однокабельной технологической магистрали в двухкабельную второй кабель, как правило, прокладывается на расстоянии 3 м от существующего кабеля, при этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси газопровода.
17.10 При удалении кабельной линии технологической связи от газопровода на расстояние свыше 10 м надлежит предусматривать устройство специальной грозозащиты кабеля,
17.11 При одновременном строительстве кабели линейной телемеханики следует прокладывать, как правило, в одной траншее с кабельной линией технологической связи и на расстоянии до 3 м от кабеля связи существующей кабельной линии. При этом допускается приближать кабель на расстояние до 6 м от оси газопровода.
17.12 Защиту кабельной линии технологической связи от электрохимической коррозии следует предусматривать совместно с защитой газопровода.
При удалении кабельной линии от газопровода на расстояние свыше 40 м необходимо применять самостоятельную защиту.
17.13 Типы кабелей следует применять в зависимости от типа грунта и условий прокладки.
17.14 Глубина прокладки кабеля связи в грунтах должна быть не менее:
- I-IV группы - 0,9 м;
- V группы и выше при выходе скалы на поверхность, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, - 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля на. толщину 10 см;
- V группы и выше при наличии над скальной породой поверхностного растительного слоя различной мощности, а также в грунтах IV группы, разрабатываемых взрывным способом или отбойными молотками, при тех же условиях - 0,6 м при глубине траншеи 0,7 м с устройством постели из песчаных грунтов толщиной не менее 10 см и присыпки сверху кабеля толщиной 10 см. При этом заглубление в скальную породу не должно превышать 0,4 м при глубине траншеи 0,5 м.
Примечание - Глубина прокладки кабеля связи на поливных и пахотных землях, виноградниках и подвижных песках должна устанавливаться с учетом обеспечения сохранности кабеля при проведении сельскохозяйственных работ и эрозии почвы.
17.15 Кабельная линия технологической связи должна быть зафиксирована на местности указательными столбиками, которые следует устанавливать:
- у всех подземных муфт кабеля;
- в местах отхода кабеля от газопровода к усилительным пунктам и на углах поворота трассы кабеля;
- при пересечении кабелем железных и автомобильных дорог, водных преград, продуктопроводов и водопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи и связи с обеих сторон от этих препятствий.
Указательные столбики не устанавливают в местах размещения КИП.
17.16 КИП, по возможности, следует предусматривать совмещенными для кабеля связи и газопровода.
НУП кабельной технологической линии связи следует предусматривать на расстоянии не менее 10 м от оси газопровода.
Дверь в наземную часть НУП надлежит предусматривать со стороны, противоположной газопроводу.
17.17 Кабель связи при автономном пересечении с железнодорожными путями и автомобильными дорогами следует прокладывать на глубине не менее 0,8 м ниже дна кювета. В случае дополнительной защиты кабеля от механических повреждений в кювете (плиты и т.д.) это расстояние допускается уменьшать до 0,5-0,4 м.
Угол пересечения кабеля с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°, но не менее 60°.
Кабель связи при пересечении с инженерными коммуникациями следует прокладывать в асбестоцементных трубах на расстоянии между ними по вертикали в свету не менее:
- с газопроводами, нефтепроводами и нефтепродуктопроводами - 0,15 м;
- выше водопроводных и канализационных труб - 0,15 м;
- ниже тепловодных сетей - 0,15 м;
- с силовыми кабелями - 0,15 м;
- с другими кабелями связи - 0,1 м.
17.18 Границы подводного перехода кабеля определяются в соответствии с требованиями 10.2.1.3.
На подводных переходах газопроводов в одну нитку укладку кабеля связи следует предусматривать на расстоянии от оси газопровода в зависимости от инженерно-геологических и гидрологических условий, диаметра газопровода, а также принятой технологии производства работ по устройству подводной траншеи и укладке кабеля связи с учетом безопасности ведения работ, но не менее 10 м.
На подводных переходах в две нитки и более, а также на особо сложных однониточных переходах, где газопроводы укладываются в предварительно разработанные подводные траншеи, основной кабель связи следует прокладывать в траншее основной нитки газопровода, а резервный кабель - в траншее резервной нитки газопровода на расстоянии не менее 0,5 м от газопровода ниже по течению реки.
17.19 На пересечении автомобильных и железных дорог, где проектом предусмотрено устройство защитного кожуха газопровода, укладку кабеля следует предусматривать в стальных трубах (кожухах), размещенных внутри или приваренных снаружи защитного кожуха газопровода.
Для существующих газопроводов допускается прокладка кабеля связи в асбестоцементных трубах или полиэтиленовых трубах диаметром от 63 мм и более, размещенных на расстоянии 8-9 м от защитного кожуха газопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину не менее 1 м.
17.20 На пересечении кабелем связи автомобильных дорог, где проектом предусмотрен переход газопровода без защитного кожуха, прокладку кабеля связи следует предусматривать в асбестоцементных или полиэтиленовых трубах диаметром от 63 мм и более, размещенных на расстоянии 8-9 м от оси газопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину не менее 1 м.
17.21 На надземных переходах газопроводов через искусственные и естественные преграды прокладку кабеля связи следует предусматривать в стальных трубах, закрепленных хомутами на боковой поверхности газопровода, или подвешивать к несущему тросу, закрепленному на опорах газопровода.
17.22 Радиорелейные линии связи следует предусматривать для районов, где строительство кабельной линии связи затруднено и экономически нецелесообразно. Аппаратура РРЛ должна быть, как правило, автоматизированная, контейнерного типа, исключающая строительство специальных зданий.
17.23 Система РРЛ газопроводов должна быть организована в комплексе с ультракоротковолновой радиосвязью, обеспечивающей устойчивую двустороннюю связь с линейными объектами газопровода и обслуживающим персоналом, находящимся на линии.
17.24 При проектировании РРЛ необходимо предусматривать полное использование источников питания, создаваемых для нужд газопровода, и существующих линий электропередачи.
17.25 Воздушные линии технологической связи следует размещать, как правило, с левой стороны газопровода по ходу газа на расстоянии не менее 4,5 м от оси газопровода любого диаметра.
17.26 Проектирование волоконно-оптических линий связи газопроводов следует выполнять в соответствии с ВСН 51-1.15-004-97 [33] и ВРД 39-1.15-009-2000 [34].
17.27 Электроснабжение оборудования технологической связи, обслуживающей газопровод, должно соответствовать СТО 2-6.2-149.
17.28 Помещения для оборудования технологической связи должны быть оборудованы установками пожарной сигнализации и пожаротушения в соответствии с требованиями документов [35] и [36].
17.29 Площадки размещения необслуживаемых пунктов РРЛ связи должны быть оборудованы периметральной охранной сигнализацией.
17.30 Переходы кабелей связи через реки, автомобильные дороги и коммуникации могут осуществляться с применением технологии горизонтально направленного бурения. При этом кабели прокладываются в кожухах из полиэтиленовых труб.
При пересечении магистральных газопроводов кабелями связи, прокладываемыми с применением ГНБ, необходимо выполнять следующие требования:
- зазор «в свету» по вертикали между нижней образующей газопровода и верхней образующей скважины перехода кабеля должен составлять не менее 3 м;
- расстояния в плане от края кожуха до оси газопровода (в обе стороны) должны быть не менее 25 м;
- запрещается применение способа ГНБ на участках пересечения кабелей с газопроводами в зонах активных тектонических разломов, оползней, пучения грунта и селевых потоков.
17.31 Проектирование помещений для размещения оборудования технологической связи и соответствующих зданий, а также средств и систем местной связи на промплощадках необходимо осуществлять в соответствии с требованиями раздела 11 ВРД 39-1.8-055-2002 [37].
18 Охрана окружающей среды
18.1 В проектах на строительство газопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды при сооружении газопроводов и последующей их эксплуатации.
18.2 Требования по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.
18.3 Проектирование газопроводной системы должно выполняться в соответствии с требованиями российских стандартов, правил, нормативных актов в области охраны окружающей среды.
18.4 При подземной прокладке газопроводов необходимо предусматривать рекультивацию плодородного слоя почвы.
18.5 Требования к гидравлическим испытаниям и рекультивации должны регламентироваться в проекте в виде самостоятельных подразделов.
18.6 Для газопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и морских районах, прилегающих к северному побережью РФ, в проекте должны предусматриваться дополнительные мероприятия по охране природы в этих районах согласно действующему законодательству РФ.
18.7 Требованиям к проектированию производственного экологического мониторинга должны соответствовать ВРД 39-1.13-081-2003 [38].
19 Вывод из эксплуатации и ликвидация
19.1 Для вывода газопровода из эксплуатации необходимо разработать документы по выводу трубопровода из эксплуатации и его ликвидации.
19.2 Трубопроводные системы, которые планируется вывести из эксплуатации, должны быть остановлены и отсоединены от других частей трубопроводной системы, остающихся в эксплуатации.
19.3 Предварительно должны быть выполнены следующие операции:
- отключение (перекрытие) газопровода;
- опорожнение газопровода;
- продувка.
19.4 Выведенные из эксплуатации газопроводы, за исключением подлежащих ликвидации, должны обслуживаться, и на них должна поддерживаться катодная защита.
19.5 Выведенные из эксплуатации участки газопровода должны быть оставлены в безопасном состоянии до полной утилизации или использования по другому назначению.
Приложение А
(рекомендуемое)
Методика определения толщин стенок штампованных и штампосварных тройников
А.1 Условные обозначения
Все приведенные условные обозначения (рисунок А.1) относятся только к данному приложению А.
D - наружный диаметр основной (магистральной) трубы тройника;
D0 - внутренний диаметр ответвления тройника, измеряемый в продольной плоскости симметрии на уровне образующей наружной поверхности основной трубы;
d - наружный диаметр ответвления тройника;
H1 - высота расчетной зоны усиления тройника;
th - расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр присоединяемой трубы к магистрали тройника и материал тройника, определяется в соответствии с требованиями 13.2.1, 13.2.2;
tb - расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр присоединяемой трубы к ответвлению тройника и материал тройника, определяется в соответствии с требованиями 13.2.1, 13.2.2;
Th - расчетная толщина стенки основной трубы тройника;
Тb - то же, ответвления;
Т0 - толщина стенки ответвления, измеряемая в продольной плоскости симметрии на расстоянии r0 от образующей наружной поверхности основной трубы;
r0 - радиус закругления наружной поверхности сечения тройника в продольной плоскости симметрии;
L1 - полудлина расчетной зоны усиления тройника.
А.2 Исходное условие прочности тройника
Условие прочности тройника, которое соответствует принципу замещения площадей, представляется в виде
Входящие в неравенство (А.1) составляющие расчетной площади усиления тройника определяются на основании геометрических размеров рисунка А.1 по формулам:
(A.2)
(A.3)
(A.4)
(А.5)
в которых коэффициент К и геометрические размеры находятся из выражений:
(А.6)
(A.9)
(A.11)
где η - коэффициент несущей способности тройника;
к, ξ - коэффициенты, значения которых следует принимать в зависимости от конкретной технологии изготовления тройников.
Для предварительных расчетов допускается принимать значения коэффициентов к, ξ, равными к = 0,8, ξ = 0,7.
Значения радиуса закругления r0 могут находиться в следующих пределах:
(А.13)
(А.14)
Для предварительных расчетов величина r0 может быть принята равной:
(А.15)
А.3 Определение коэффициента несущей способности тройника
Коэффициент несущей способности тройника η определяется из приближенного равенства, полученного на основании выражений (А.1) - (А.15), и допущения о том, что расчетные толщины стенок tb и th пропорциональны соответствующим диаметрам:
Рисунок A.1 - Сечение тройника продольной плоскостью симметрии (фрагмент):
а - при Тb > Тb; б - при Тb = Тb = кTh
(a.16)
(А.17)
Равенство (А.17) является нелинейным относительно искомого неизвестного η. Решение следует выполнять методом последовательных приближений, задаваясь каким-либо значением η > 1 и проверяя выполнение условия (А.17). В качестве конечного значения т| следует принять минимальное значение (при заданной точности вычислений), при котором удовлетворяется условие (А.17).
А.4 Расчетные и номинальные толщины магистрали и ответвления тройника
Расчетная толщина магистрали Th тройника находится по формуле (А.10), а расчетная толщина ответвления Тb - по формуле (А.12).
Номинальные толщины стенок магистрали и ответвления тройника устанавливаются в соответствии с 13.2.10.
Примечания
1 Допускается выполнять расчет по уравнению (А.17) при конкретных значениях радиуса закругления r0, полудлины L1 и высоты H1, указанных в технических условиях предприятия-изготовителя. При этом принятые в расчете значения L1 и H1, не должны превышать значений, получаемых из выражений (А.7) и (А.8) соответственно.
2 Допускается конструкция тройника без удлинительного кольца при условии, что высота H1 удовлетворяет требованиям прочности тройника.
3 При решении уравнения (А.17) в качестве расчетных диаметров тройника следует принимать диаметры присоединяемых труб к магистрали и ответвлению тройника соответственно.
4 Высота выдавленной части ответвления тройника должна быть не менее величины r0 + Тb.
5 Фактическая длина тройника не должна быть менее величины d + 2r0.
Приложение Б
(рекомендуемое)
Определение толщин стенок сварных тройников без усиливающих элементов
Б.1 Условные обозначения
Все приведенные условные обозначения (рисунок Б.1) относятся только к данному приложению Б.
D - наружный диаметр основной трубы (магистрали) тройника;
d - наружный диаметр ответвления тройника;
di - - внутренний диаметр ответвления тройника;
L - высота расчетной зоны усиления тройника в направлении ответвления;
th - расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр и материал магистрали тройника;
tb - расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр и материал ответвления тройника;
Th - расчетная толщина стенки магистрали тройника;
Тb - то же, ответвления;
σy.h - нормативный предел текучести материала магистрали тройника;
σy.b - то же, ответвления тройника.
Б.2 Исходное условие прочности тройника:
(Б.1)
Расчетная площадь усиления тройника А и входящие в неравенство (Б.1) составляющие А1 и А2 показаны на рисунке Б.1 и определяются по формулам:
(Б.2)
(Б.3)
(Б.4)
(Б.5)
(Б.6)
где T*h, T*b - предварительные значения расчетных толщин стенок, магистрали и ответвления тройника соответственно.
Б.3 Основные допущения при решении неравенства (Б.1):
(Б.7)
(Б.8)
где η - коэффициент несущей способности тройника.
Б.4 Определение коэффициента несущей способности тройника
Коэффициент несущей способности тройника η находится из решения квадратного уравнения относительно η, получаемого при подстановке в равенство (Б.1) выражений для составляющих (Б.2)-(Б.4) при учете зависимостей (Б.5)-(Б.8):
(Б.9)
(Б.10)
(Б.11)
(Б.12)
Расчетная толщина th магистрали тройника определяется для условной прямой трубы, имеющей диаметр и материал магистрали тройника, в соответствии с требованиями 13.2.1-13.2.4.
Расчетная толщина tb ответвления тройника определяется для условной прямой трубы, имеющей диаметр и материал ответвления тройника, в соответствии с требованиями 13.2.1-13.2.4.
Рисунок Б.1 - Схема для расчета сварного тройника
(сечение продольной плоскостью симметрии - фрагмент)
Примечание - Расчетная толщина стенки ответвления тройника должна составлять не менее 6 мм.
В результате получается решение для коэффициента несущей способности тройника в виде
(Б.13)
Б.5 Расчетные и номинальные толщины стенок магистрали и ответвления тройника Расчетные толщины стенок магистрали и ответвления тройника получаются из выражений:
(Б.14)
(Б.15)
Номинальные толщины стенок магистрали и ответвления тройника устанавливаются в соответствии с 13.2.10.
Приложение В
(рекомендуемое)
Определение расчетного радиуса кривизны участка подземного газопровода
В.1 Данная методика определения расчетного радиуса кривизны подземного газопровода предназначена для применения при оценке общей устойчивости участка магистрального газопровода с выпуклыми углами поворота трассы в вертикальной плоскости.
В.2 Расчетный радиус кривизны ρ0 является характеристикой начального изгиба заглубленного в грунт газопровода. Под расчетным радиусом ρ0 понимается минимальный радиус кривизны оси трубы, если изгиб имеет место на всей длине волны выпучивания, что обычно наблюдается при свободном (упругом) изгибе газопровода. Таким образом, если длина хорды кривой больше или равна критической длине волны выпучивания, то в качестве расчетного радиуса принимается фактический радиус кривизны оси трубы, т.е.
при
(В.1)
где Lст - критическая длина волны выпучивания, м;
ρ - минимальный радиус кривизны оси газопровода, м;
α - угол поворота оси трассы газопровода, град.
В.3 Поворот газопроводов может выполняться с применением отводов (колен) машинного гнутья или заводских отводов с радиусом кривизны оси не менее 5D (рисунок В.1). В этом случае обычно условие (В.1) не соблюдается, т.е. перемещение газопровода происходит на длине, включающей и примыкающие к отводам первоначально прямолинейные участки. Зная длину волны выпучивания, расчетный радиус определяют как радиус кривой, проходящей через начало и конец волны выпучивания и вершину угла поворота.
В.4 Так как длина волны выпучивания зависит от расчетного радиуса кривизны оси, то решение выполняется методом последовательных приближений. Вначале задаются возможной длиной волны выпучивания примерно (40-70) D
В.5 В зависимости от схемы угла поворота трассы (см. рисунок В.1) в первом приближении определяется расчетный радиус ρ0.
В.5.1 Рисунок В.1а
Считается, что угол поворота трассы α ≤ 9°, длина хорды кривой L0 менее длины волны выпучивания и длина каждого из прямолинейных примыкающих участков Ls.l такова, что выполняется неравенство
(В.2)
Рисунок В.1 - Расчетная схема вертикальных выпуклых углов поворота
Расчетный радиус кривизны вычисляют по формуле
(В.3)
где Lсr - расчетная (критическая) длина волны выпучивания, м;
α - угол поворота газопровода в вертикальной плоскости, град.;
ρ - радиус кривизны оси (кривой), м.
В.5.2 Рисунок В.1б
Расчетный участок состоит из двух кривых вставок с углами поворота α1 и α2 и прямолинейного участка между ними, причем каждый из углов менее 9°. Также выполняется неравенство:
(В.4)
Расчетный радиус кривизны определяется по формуле
(В.5)
В.5.3 Рисунок В.1в
Расчетный участок состоит из одного угла поворота, выполненного с помощью колен радиусом не менее 5D. Расчетный радиус кривизны определяется по формуле
(В.6)
В.5.4 Рисунок В.1г
Расчетный участок состоит из двух углов поворота, выполненных с помощью колен (ρk ≥ 5D). Расчетный радиус кривизны определяется по формуле
(В.7)
В.5.5 Рисунок В.1д
Расчетный участок представляет собой кривую угла поворота, замененную ломаной
линией с одинаковыми углами, образованными коленами с радиусом кривизны ρk ≥ 5D и углами α = (3-6)°, и с равными расстояниями между ними. Расчетный радиус кривизны определяется по формуле
(В.8)
8.6 Определив расчетный радиус кривизны для выбранной рассматриваемой схемы поворота оси газопровода по одной из приведенных формул (В.3), (В.5)-(В.8), далее определяется расчетная длина волны выпучивания Lкр по формуле
(В.9)
где EI - изгибная жесткость сечения газопровода, Н·м2;
q* - предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх, Н/м;
ρ0 - расчетный радиус кривизны оси газопровода.
8.7 Во втором приближении длина волны выпучивания принимается как среднее значение между предшествующим и вычисленным значениями.
Таким образом, в результате нескольких приближений определяется расчетный радиус кривизны ρ0.
Приложение Г
(рекомендуемое)
Критерии сейсмостойкого проектирования газопроводов
Г.1 Периоды повторяемости в соответствии со СНиП II-7-81* [23] проектного и максимального расчетного землетрясений следует принять следующими:
- для ПЗ - 200 лет;
- МРЗ - 1000 лет.
Г.2 Для оценки сейсмостойкости газопровода должны быть проведены расчеты, аналогичные расчетам при НУЭ с учетом сейсмических воздействий, а также выполнены проверки в соответствии критериальными требованиями, соответствующими различным видам отказов газопровода при землетрясениях.
Г.3 Рассматриваются следующие виды предельных состояний газопровода:
- разрыв газопровода;
- местная потеря устойчивости стенки газопровода;
- гофрообразование по телу трубы;
- образование трещин в кольцевых и продольных сварных швах, зонах термического влияния, по телу трубы;
- общая потеря устойчивости газопровода.
Г.4 Разрыв газопровода связан, как правило, с действием внутреннего давления, когда происходит раскрытие стенки трубопровода под действием кольцевых напряжений.
Г.5 Для исключения разрывов необходимо ограничивать уровень кольцевых напряжений по отношению как к пределу текучести, так и пределу прочности материала труб (указанные ограничения выполняются требованиями раздела 13.3). Увеличивать толщину стенки трубы следует лишь в случае, если невозможны другие пути снижения напряжений до уровня допустимых.
Г.6 Местная потеря устойчивости стенки газопровода (местное смятие) происходит при общем изгибе газопровода в зоне действия сжимающих продольных напряжений.
Г.7 Для предотвращения местного смятия необходимо ограничивать уровень изгибных деформаций в сечении газопровода. Должны выполняться следующие условия ограничения как относительных, так и абсолютных значений изгибных деформаций:
- на стадии ПЗ:
(Г.1)
- стадии МРЗ:
(Г.2)
где εизг - общая изгибная деформация;
εMmax - Деформация, соответствующая максимуму на диаграмме «изгибающий момент - изгибная деформация».
Г.8 Гофрообразование происходит при высоких уровнях осевых деформаций сжатия.
Г.9 Для предотвращения гофрообразования необходимо нормировать уровни осевых деформаций сжатия в газопроводе:
(г.3)
где - осевая деформация сжатия;
εгофр - осевая деформация сжатия, при которой начинается гофрообразование;
[kгофр] - относительная допустимая осевая деформация сжатия, которая принимается равной:
- 0,80 - для стадии ПЗ;
- 1,00 - для стадии МРЗ.
Г.10 Осевая деформация сжатия εгофр, при которой начинается гофрообразование, представляет собой деформацию, соответствующую точке начала потери устойчивости (точке максимума диаграммы «продольная сжимающая сила - осевая деформация»). Эту диаграмму необходимо рассчитывать с учетом нелинейного поведения материала трубы и при учете всех нагрузок (осевых, изгибных, внутреннего давления), действующих на газопровод в рассматриваемом варианте расчета,
Г.11 Образование трещин в кольцевых сварных швах происходит при высоких уровнях осевых деформаций растяжения.
Г.12 Для исключения данного вида отказа требуется обеспечение достаточно высокого относительного (в сравнении с основным материалом труб) уровня предела текучести материала сварного шва (условие является одинаковым как для стадии ПЗ, так и для стадии МРЗ), а также ограничение абсолютных продольных деформаций растяжения в газопроводе:
(Г.4)
(Г.5)
где RH2 - минимальный нормативный предел текучести основного металла трубы;
(RH2)св - минимальный предел текучести материала сварного шва/зоны термического влияния (ЗТВ);
ε+пр - деформация растяжения в сечении газопровода;
[ε+пр] - то же, допустимая, принимается равной:
- 0,02 (2 %) - для стадии ПЗ;
- 0,04 (4 %) - для стадии МРЗ.
Г.14 Общая потеря устойчивости газопровода в вертикальной плоскости происходит при действии значительных сжимающих осевых усилий и недостаточной балластировке.
Г.15 Для обеспечения общей устойчивости газопровода при сейсмических воздействиях необходимо нормировать величину заглубления газопровода с достаточным запасом по отношению к глубине, рассчитанной при НУЭ. Данное условие должно соблюдаться только для стадии ПЗ:
(Г.6)
где Н - требуемая величина заглубления (засыпки) газопровода (от поверхности земли до верха газопровода);
Ннуэ - расчетная величина заглубления, обеспечивающая общую устойчивость газопровода на стадии НУЭ.
Г.16 Расчетную величину заглубления Ннуэ, обеспечивающую общую устойчивость газопровода на стадии НУЭ, необходимо рассчитывать с учетом диаграмм взаимодействия трубопровода с фунтом, физической нелинейности материала труб и возможной выпуклости участков газопровода в вертикальной плоскости.
Г.17 Методы определения общей изгибной деформации, осевой деформации сжатия, деформаций растяжения в сечении газопровода должны базироваться на применении моделей МКЭ, учитывающих упругопластические деформации материала труб (физическую нелинейность), а также геометрическую нелинейность в поведении системы «трубопровод-грунт» при сейсмических воздействиях.
Приложение Д
(рекомендуемое)
Классификация сварочных материалов различного назначения в зависимости от класса прочности металла труб
Таблица Д.1 - Покрытые электроды для ручной дуговой сварки
Назначение |
Класс прочности металла труб |
Классификация электродов |
|
по ГОСТ 9467 |
по AWS A.5.1 [39] AWS A.5.5 [40] |
||
Для сварки корневого слоя шва кольцевых стыковых соединений труб |
До К60 включ. |
Э46А-Ц, Э50А-Ц |
Е 6010, Е 7010 |
Св. К60 до К65 включ. |
Э50А-Ц |
Е 7010 |
|
Для сварки «горячего прохода» кольцевых стыковых соединений труб |
До К54 включ. |
Э46А-Ц, 50А-Ц |
Е 6010, Е 7010 |
Св. К54 до К60 |
Э50А-Ц |
Е 7010 |
|
Св. К60 до К65 включ. |
Э55-Ц |
Е 8010 |
|
Для сварки корневого, подварочного слоев шва кольцевых стыковых соединений труб |
До К60 включ. |
Э50А-Б |
Е 7016 |
Св. К60 до К65 включ. |
Э55-Б, Э60 |
Е 8018, Е 9016 |
|
Для сварки заполняющих и облицовочного слоев шва кольцевых и продольных стыковых, угловых, нахлесточных соединений труб |
До К54 включ. |
Э50А-Б, Э55-Б |
Е 7016, Е 7018, Е 8018 |
Св. К54до К60 включ. |
Э60-Б |
Е 8018, Е 9018 |
|
Св. К60 до К65 включ. |
Э70-Б |
Е 9018, Е 10018 |
Таблица Д.2 - Сварочные проволоки и флюсы для автоматической сварки под флюсом
Назначение |
Класс прочности металла труб |
Классификация проволок |
|
по ГОСТ 2246 |
по AWS A.5.23 [41] |
||
Для сварки поворотных кольцевых и продольных стыковых соединений труб |
До К54 включ. |
Легированная |
F8 A0E 12, F7 A4EM 12K |
Св. К54 до К60 включ. |
Легированная |
F8 A0E A1, F8 A6E N15, F8 A5-EG, F9 A2E A2 |
|
Св. К60 до К65 включ. |
Легированная |
F10 A4E A3, F10 A4E M2 |
Таблица Д.3 - Сварочные проволоки сплошного сечения для сварки в защитных газах
Назначение |
Класс прочности металла труб |
Классификация проволок |
|
по ГОСТ 2246 |
по AWS A.5.18 [42] AWS A.5.28 [43] |
||
Для автоматической сварки технологического продольного шва труб; механизированной сварки корневого слоя шва и автоматической сварки «горячего прохода» неповоротных кольцевых стыковых соединений газопроводов в углекислом газе |
До К65 включ. |
Легированная |
ER 70 S-6, ER 70 S-X |
Для автоматической сварки всех слоев шва неповоротных кольцевых стыковых соединений газопроводов в смесях защитных газов |
До К54 включ. |
Легированная |
ER 70 S-6, ER 70S-G |
Св. К54 до К60 включ. |
Легированная |
ER 70 S-6, ER 70 S-G, ER 80 S-G |
|
Св. К60 до К65 включ. |
Легированная |
ER 70 S-G, ER 90 S-G, ER 100 S-G |
Таблица Д.4 - Порошковые проволоки для сварки в защитных газах
Назначение |
Класс прочности металла труб |
Классификация проволок по: |
|
AWS A5.20 [44], AWS A5.29 [45] |
|||
Для сварки заполняющих и облицовочного слоев шва неповоротных кольцевых стыковых соединений газопроводов в смесях защитных газов |
До К54 включ. |
ПГ 44-А2В |
Е71ТХ-ХМ |
Св. К54 до К60 включ. |
ПГ 49-А4У ПГ 49-А2В; ПГ 54-А5В |
Е 71ТХ-ХМ, Е 81ТХ-ХМ |
|
Св. К60 до К65 включ. |
ПГ 59-А5В |
Е 91ТХ-ХМ, E 101TX-XM |
Таблица Д.5 - Самозащитные порошковые проволоки
Назначение |
Класс прочности металла труб |
Типы (классификация) проволок |
|
по ГОСТ 26271 |
по AWS A5.29 [45] |
||
Для сварки заполняющих и облицовочного слоев шва неповоротных кольцевых стыковых соединений газопроводов |
До К54 включ. |
ПС 44-2В |
Е 71Т |
Св. К54 до К60 включ. |
ПС 49-2В, ПС 54-А5В |
Е 71Т, Е81Т |
|
Св. К60 до К65 включ. |
ПС 59-5В |
Е 91Т, Е101Т |
Таблица Д.6 - Сварочные проволоки для аргонодуговой сварки
Назначение |
Класс прочности металлатруб |
Классификация проволок по ГОСТ 2246 |
Для сварки неповоротных кольцевых стыковых соединений газопроводов |
До К54 включ. |
Легированная |
Для сварки угловых соединений газопроводов |
До К54 включ. с трубами до К65 включ. |
Таблица Д.7 - Сварочные проволоки для газовой сварки
Назначение |
Класс прочности металла труб |
Классификация проволок по ГОСТ 2246 |
Для сварки неповоротных кольцевых стыковых и угловых соединений газопроводов |
До К54 включ. |
Низкоуглеродистая, легированная |
Библиография
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.05.06-85* |
Магистральные трубопроводы |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 42-01-2002 |
Газораспределительные системы |
|
Правила охраны магистральных трубопроводов (утверждены Министерством топлива и энергетики России 29 апреля 1992 г. и постановлением Госгортехнадзора России от 22 апреля 1992 г. № 9) |
||
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.05.02-85* |
Автомобильные дороги |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.05.07-91* |
Промышленный транспорт |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП III-42-80* |
Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ |
|
Правила устройства электроустановок ПУЭ (утверждены Министерством энергетики РФ, приказ от 8 июля 2002 г. № 204) |
||
Земельный кодекс Российской Федерации |
||
Федеральный закон от 31 марта 1999 «О газоснабжении в Российской Федерации» г. № 69-ФЗ |
||
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-006-2000* |
Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов |
|
Ведомственные строительные нормы ОАО «Газпром» ВСН 39-1.8-008-2002 |
Указания по проектированию вставок электроизолирующих на магистральных и промысловых трубопроводах |
|
Ведомственные строительные нормы ДАО «Оргэнергогаз» ВСН 39-1.22-007-2002 |
Указания по применению вставок электроизолирующих для газопровода |
|
Стандарт национальной ассоциации специалистов по коррозии NACE RP 0286-971 |
Electrical Isolation of Cathodically Protected Pipelines Электрическая изоляция трубопроводов с катодной защитой |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.02.01-83* |
Основания зданий и сооружений |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 22-02-2003 |
Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.01.09-91 |
Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах |
|
Шкала сейсмической интенсивности MSK-64, 1964 г. |
||
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.02.04-88 |
Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 11-02-96 |
Инженерные изыскания для строительства. Основные положения |
|
Правила плавания по внутренним водным путям Российской Федерации (утверждены приказом Министерства транспорта Российской Федерации от 14 октября 2002 г. № 129) |
||
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП II-89-80* |
Генеральные планы промышленных предприятий |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.01.07-85* |
Нагрузки и воздействия |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП II-7-81* |
Строительство в сейсмических районах |
|
Комплект карт общего сейсмического районирования территории Российской Федерации ОСР-97, Институт физики Земли имени О.Ю. Шмидта РАН, 1991-1997 г. |
||
Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстрой ВСН-011-88 |
Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание |
|
Свод правил СП 111-34-96 |
Очистка полости и испытание газопроводов |
|
Стандарт ISO 3183-20071 |
Petroleum and natural gas industries - Stee! pipe for pipeline transportation systems Нефтяная и газовая промышленность - стальные трубы для систем трубопроводного транспорта. - 2-е изд. |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.03.11-85 |
Защита строительных конструкций от коррозии |
|
Свод правил СП 41-103-2000 |
Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов |
|
Технические требования к наружным покрытиям на основе термореактивных материалов для противокоррозионной защиты труб, соединительных деталей, запорной арматуры и монтажных узлов трубопроводов с температурой эксплуатации от минус 20 °С до плюс 100 °С (утверждены ОАО «Газпром» 02.08.2005 г.) |
||
Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 4624:20022 |
Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва |
|
Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП II-23-81* |
Стальные конструкции |
|
Ведомственные строительные нормы ОАО «Газпром» ВСН 51-1.15-004-97 |
Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов |
|
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.15-009-2000 |
Инструкция по эксплуатации, диагностике и ремонту волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов |
|
Нормы пожарной безопасности Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий НПБ 110-03 |
Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией |
|
Перечень производственных зданий, помещений, сооружений и оборудования объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром», подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и пожарной сигнализацией (утвержден ОАО «Газпром» от 26.01.2000 г.) |
||
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.8-055-2002 |
Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ |
|
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-081-2003 |
Система производственного экологического мониторинга на объектах газовой промышленности. Правила проектирования |
|
Стандарт американского общества по сварке AWS A.5.1-911 |
Specification for carbon steel electrodes for shielded metal arc welding Спецификация для электродов из углеродистой стали с газозащитным покрытием для дуговой сварки |
|
Стандарт американского общества по сварке AWS A.5.5-961 |
Specification for low alloy steel covered arc welding electrodes Спецификация для электродов из низколегированной стали с обмазкой для дуговой сварки |
|
Стандарт американского общества по сварке AWS A.5.23-891 |
Electrodes from low-alloyed steel and fluxes for submerged arc welding Электрод из низколегированной стали для дуговой сварки в защитных газах |
|
Стандарт американского общества по сварке AWS A.5.18-791 |
Electrodes from carbon steel for gas-shielded arc welding Электроды из низколегированной стали и флюсы для дуговой сварки под флюсом |
|
Стандарт американского общества по сварке AWS A.5.28-911 |
Electrodes and rods from low-alloyed steel for gas-shielded arc welding Электроды и прутки из низколегированной стали для дуговой сварки в среде защитного газа |
|
Стандарт американского общества по сварке AWS A5.20-951 |
Specification for Carbon Steel Electrodes for Flux Cored Arc Welding - American Welding Society / 01-Jan-1995 Спецификация для электродов из углеродистой стали для дуговой сварки порошковой проволокой. - Американское общество сварщиков. 1 января 1995 г. |
|
Стандарт американского общества по сварке AWS A.5.29-801 |
Electrodes from low-alloyed steel for arc welding by flux-cored wire Электроды из низколегированной стали для дуговой сварки порошковой проволокой |
___________
1 Оригиналы стандартов находятся в ФГУП «Стандартинформ».
2 Официальный перевод стандарта находится в ФГУП «Стандартинформ».
Ключевые слова: магистральный газопровод, нагрузка, воздействие, давление, прочность, труба, толщина стенки, соединительные детали
СТО Газпром 2-2.1-249-2008 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |