Технические условия ГОСТ Р 55989-2014 Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ГОСТ Р 55989 — 2014

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа

Основные требования

Издание официальное

2015

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченном ответственностью «Научно-исследовательским институт природных газов и газовых технологий» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техдека и технологии добыты и переработки нефти и газа»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Пршззом Федерального агентства по техническому регулирована и метрологии от 1 апреля 2014 г No 271-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТР 1.0—2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменении и поправок—в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». в случав пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.ru)

©Стандарпыформ, 2015

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен е качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Содержание

■

Приложение Б (рекомендуемое) Определена толщин стенок сварных тройников без усиливающих

Приложены© В (рекомендуемое) Определение расчетного радиуса кривизны участка подземного

Приложение Д (рекомендуемое) Классификация сварочных материалов различного назначения в

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа Основные требования

Trunk gas p^eknes. Design standard for pressure over 10 MPa. Basic requirements

Дата введения — 2014—12—01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на проектируемые и реконструируемые магистральные газопроводы и ответвления от них номинальным диаметром до DN 1400 включительно с избыточным давлением среды свыше 10 до 25 МПа включительно (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

• природного газа из районов добычи (от промыслов) или хранения (от подземных хранилищ газа) до мест потребления (газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий):

• природного газа в пределах компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станций и газоизмерительных станцмй и станций охлаждения газа:

• импульсного, топливного и пускового газа для компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станцмй и газоизмерите/ъных станций и пунктов редуцирования газа.

Примечания

1 Проектирование газопроводов давлею«ем 1.20 МПа и мемее. предусматриваемых для прокладки на тер-

ркшрии HJtWWHhbU иумяшь ИЛИ Ul^eilbHblA (Ичирижии. исуи|»1~1Ш1>*01 Ь UJUItMltlBUH С ими

правил, утвержденного Миирегионом России [1).

2 Проектирование магистраль**** газопроводов давлением свыше 1.20 до 10 МПа вхлкмитегъно осуществляют в соответствии с требованиями строитегьмых норм и правил, утвержденных Госстроем СССР (2].

1.2 Настоящий стандарт не распространяется на проектирование конденсатолроводов. трубопроводов сжиженных углеводородных газов, газопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах; трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб, а также на капитальный ремонт объектов (при капитальном ремонте необходимо руководствоваться нормами и правилами, разработаюсь*-ми для капитального ремонта, в случае их отсутствия — нормами и правила*»*, действующими на момент строите/ьства объектов).

2 Нормативные ссылки

8 настоящем стандарте использованы нормативные осыпки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.637—2013 Стандартные образцы для метрологического обеспечения средств неразрушающего контроля трубопроводов. Общие требования

ГОСТ Р 51164—98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

Издание официальное

ГОСТ Р 53672—2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности ГОСТ Р 54257—2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

ГОСТ 2246—70 Проволока стальная сварочная. Технические условия ГОСТ 2999—75 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу ПОСТ 4650—80 Пластмассы. Методы определения есдологпошеиия ГОСТ 6996—66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств ГОСТ 9238—2013 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог копей 1520 (1524) мм

ГОСТ 9454—78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 9467—75 Электроды покрытые металл веские для ручном дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

ГОСТ 11262—80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение

ГОСТ 14249—89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность

ПОСТ 14760—69 Клеи. Метод определения прогости при отрыве

ГОСТ 17380—2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Общие технические условия

ГОСТ 23120—78 Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические условия ГОСТ 26271—84 Проволока порошковая для дуговой сварки углеродистых и низколегирова»#«ых сталей. Общие технические условия

ГОСТ 31448—2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистра/ъных гаэо-нефтепроесдов. Технические условия

ПОСТ 31565—2012 Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности

Примечание — При попьэоеаюы настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего лользоеажя — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулирование) и мегролоом в сети Интернет игы по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по вьктусхам ежемесячного ^«формационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссы/ка. то рекомендуется ислогъзоеатъ действующую версмо этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию измеие»ый. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется испагъэоеать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настошдего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменено, затрагивающее положение, на которое даю ссылка, то это полоисе*ые роиоыо» щуется применять беэ учета дикого кзмоиен1я. Сели ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

8 настоящем стандарте применены следующие термьмы с соответствующими определениями:

3.1 байпас: Обводная линия в обвязке кранового узла.

3.2 внутреннее гладкостное покрытие; ВГП Антифрикционное покрытие, наносимое с целью ом-жеиия гидравлического сопротивления при транспортировании газа.

3.3 воздействие: Явление, вызывающее внутренние силы в элементе газопровода (изменение температуры стенки трубы, деформация основания, усадка и ползучесть материала, сейсмические и др. явления).

3.4 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа.

3.5 гибкость отвода: Способность отвода изменять центральный угол при изгибе (величина, обратная изгибиой жесткости отвода).

3.6 диаметр номинальный: DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей, например, соединений трубопроводов, фитингов и арматуры.

Примечание — Номинальный диаметр не имеет единицы измерения и приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах. Номинальный диаметр обозначается DN с «меловым значением. Например, DN 1200 соответствует фактическому наружному диаметру трубы 1220 мм.

3.7 длинный отвод: Отвод, гибкость и напряженное состояние которого не зависят от условий сопряжения его концов с прямыми участками трубопровода.

3.8 естественные и искусственные препятствия: Реки, ручьи, озера, пруды, протоки и болота, овраги, балки: водохранилища, каналы, железные и автомобильные дороги, пересекаемые газопроводом.

3.9 заводское испытательное давление: Давление гидра вльгюского испытания труб и соединительных деталей трубопроводов на заводе-изготовит еле.

3.10 зона термического влияния: Участок основного металла трубы к/м соединительных деталей трубопроводов, не подвергшийся расплавлению, структура и свойства которого изменились в результате нагрева при сварке.

3.11 изоляция газопровода противокоррозионная: Совокупность иэоляционжде материалов, наносимых на поверхность трубы и оборудования для защиты от коррозии.

3.12 импульсный газ: Сжатый природный газ. используемый для пневматического привода запорно-регулирующей арматуры.

3.13 категория участка магистрального газопровода: Характеристика опасности участка магистрального газопровода, классифицируемая в зависимости от показателей опасности транспортируемого продукта. технических характеристик газопровода, плотности населения, антропогенной активности вблизи газопровода и иных факторов риска.

Примечание — Данная характеристмса учитывает возможность внеиыего повреждения магистратного газопровода и последствия возможных аварий на магистральном газопроводе

3.14 компенсатор: Участок трубопровода специальной конструкции, предназначенный для восприятия температурных деформаций трубопровода за счет своей податливости.

3.15 компрессорная станция: КС: Комплекс сооружений магистрального газопровода, предназначенный для компримирования газа.

3.16 компрессорный цех: КЦ: Составная часть компрессорной станцж. выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа).

3.17 линейная часть газопровода: Ж: Часть магистрального газопровода, объединяющая компрессорные станции в единую газотранспортную систему для переданы газа потребителям.

3.18 лупимг: Трубопровод, проложеныый на отдельных участках газопровода параллельноооюено-му газопроводу для увеличения производительности и (или) давления, а также надежности работы основного газопровода.

3.19 магистральный газопровод: МП Технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологи» юсной • остью, лроднээнз* ю*«мых дпл трз!«спортирооэ»тл подготооломмой о соот ветствии с требованиями национальных стандартов продукции (природного газа) от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и передачи в распределительные газопроводы или иной вид транспорта и (или) хранения.

3.20 нагрузка: Силовое воздействие, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния конструкции (трубопровода).

3.21 нормативный предел прочности (нормативное временное сопротивление) материала труб: Ми»ымальное гарантированное эначетые предела прочности (временного сопротивления) материала, определенное в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

3.22 иормативиый предел текучести материала труб: Минимальное гарантированное значение предела текучести материала, определенное в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

3.23 овальность: Нарушение формы поперечного сечения трубы, характеризующееся ее отклонением от идеально юо/ъцевой.

Примечание — Ова/ьностъ определяется как разность максимального и мььммального наружных деаметрое трубы в одном сечении, отнесенная к номинальному наружному диаметру трубы.

3.24 отсасывающий кабель: Кабельная линия, соединяющая дроссель-трансформатор и тяговую лодстащию электрифицированной железной дороги.

3.25 охранная зона магистрального газопровода: Территория или акватория с особыми условиями использования, установленная вдоль и (или) вокруг объектов магистрального газопровода для обеспечения безопасности магистрального газопровода.

3.26 охранный кран: Кран, устанавливаемый на газопроводе до и (или) после компрессорной стан* ции для экстренного перекрытия потока газа.

3.27 переход газопровода: Участок ЛЧ МГ на пересечении с искусственным или естественным препятствием, отгычный по конструктивному исполнению от прилегающих участков ЛЧ.

3.28 переход газопровода подводный: Участок газопровода, лроложежый через водную преграду шириной в межень по зеркалу воды более 10 м и глубиной свыше 1.5 м.

3.29 площадь поперечного сечения трубопровода св свету»: Площадь полости поперечного сечения трубопровода (ограниченная внутренним диаметром трубы).

3.30 полка: Строительная полоса на косогорах, устраиваемая путем срезки грунта или возведения насыпи.

3.31 предел прочности (временное сопротивление) материала: Напряжение, соответствующее наибольшему растягивающему усилию, предшествующему разрыву образца.

3.32 предел текучести материала: Напряжение, при котором материал образца деформируется без заметного увеличения усилия.

3.33 предельное состояние: Состояние трубопровода, за пределами которого он перестает удовлетворять эададеым эксплуатационном требованиям.

3.34 приемлемый риск: Рисх. уровень которого допустим и обоснован исходя из экономических, экологических и социальных соображений.

3.35 противокоррозионное покрытие (изоляционное покрытие): Органическое (полимерное) покрытие, защищающее металлические поверхности сооружений от различных видов коррозии.

3.36 пусковой газ: Сжатый природный газ. используемый для пусковых устройств газоперекачивающих агрегатов и электростанций, для собственных нужд компрессорных станций.

3.37 рабочее давление: Установленное проектом наибольшее внутреннее избыточное давление. При котором обеспечивается задаюый режим эксплуатации газопровода (нормальное протекание рабочего процесса).

Примечание — Рабочее давленые определяется по сечеммо на выходном трубопроводе газового компрессора.

3.38 расчетная схема: Условное изображение конструкции газопровода, принимаемое для выполнения расчетов на прочность и устойчивость.

3.39 расчетный коэффициент: Число (меньше единицы), определяющее безопасный уровень напряжений в трубопроводе по отношению к предельному состоянию по текучести или по прочности.

3.40 репер: Геодезический знак, закрепляющий пункт нивелирной сети.

Примечание — D Российской Феаереиии высоты реперов вычисляются относительно нуля Кронштадтского футштока.

3.41 система электрохимической защиты; ЭХЗ: Составная часть линейной части газопровода, выполняющая следующие ооюеиые технологические функции.

– обеспечение эффективной защиты газопровода от подземной коррозии.

• контроль эффективности противокоррозионной защиты.

3.42 случайные нагрузки: Нагрузки, возникающие с частотой менее 10*⁴ в год на километр газопровода.

3.43 соединительные детали трубопроводов: СДТ: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси. ответвления от него, изменения его диаметра и др. (отводы, тройники, переходники и др.).

3.44 строительные нагрузки: Нагрузки, вознюающие при строительно-монтажное работах и испытаниях трубопроводной системы, в т. ч. собственный вес испытательной среды: к строительным следует относить также нагрузки при хранежи и транспортировании труб и трубных плетей.

Примечание — К строительным нагрузкам также откосят возможное образование вакуума при вакуумной осушке газопровода.

3.45 тормореактивиое покрытие: Покрытие на основе синтетических материалов, которое в результате отверждения переходит в неплавкие и нерастворимые структуры.

3.46 технический коридор: Система параллельно прокладываемых по одной трассе магистральных газопроводов.

3.47 товарный газ: Природный газ. отпущенный потребителю.

3.46 толщина стенки номинальная: Толщина стенки трубы или соединительной детали, указанная в стандартах или технических условиях.

3.49 топливный газ: Сжатый природный газ. используемый для работы тепловых двигателей и электростанций. для собственных нужд компрессорных станций.

3.50 транспорт газа: Подача газа из пункта его добычи, получения или хранения в пункт доставки.

3.51 трасса: Положение оси газопровода, отвечающее ее положению на местности и определяемое ее проекциями в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

3.52 трубопроводы технологические основного назначения (трубопроводы технологические): Трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа в пределах промплощадкм объекта (компрессорная станция, станция охлаждения газа, гаэоиэмерительная станция, газораспределительная станция) для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения, редуцирования и т. д.).

3.53 тупиковая газораспределительная сеть: Схема доставки газа конечным потребителям, при которой они получают газ из системы магистральных газопроводов через единственную газораспределительную станцию и лишены возможности получения газа через другие газораспределительные станции.

Примечание — Надежность газоснабжения при тупмооеой схеме существенно ниже, чем при когъцееой схеме с дублированием отдельных элементов гээораспредвлитегъиой сети.

3.54 устойчивость газопровода: Свойство конструкции газопровода поддерживать первоначальную форму оси или форму его поперечного сечения.

3.55 функциональные нагрузки: Нагрузки, обусловленные процессом эксплуатации газопровода.

4 Сокращения

в настоящем стандарте применены следующие сокращения.

АЗ — анодное заземление;

АИП — автономный источжх электроэнерпвс АРМ — автоматизированное рабочее место:

ВЛ — воздушная линия;

ВТУ — внутритрубмые устройства;

В ЭИ — вставки электроизолирующие;

ГВВ — горизонт высоких вод;

ГИС — газоизмерительная станция;

ГИБ — горизонтально-направленное бурение.

ГРС — газораспроделите/ьная станция:

ГС — головные сооружения:

ГФУ — гориэонта/ъное факельное устройство;

ДКС — дожимная компрессорная станция;

ДЛО — дом линейною обходчика.

ЗРА — запорио-регупируюшая арматура;

ЗТВ — зона термг^юсхого влияния (сварного шва);

ИХ — испытание падающим грузом.

КИП — контрольно-измерительный ггужст;

КРН — коррозионное растрескивание под напряже^ем:

Л ЭЛ — пиния электропередачи;

ММГ — ммоголетнемерзлые грунты:

MP3 — максимальное расчетное землетрясение:

МСЭ — медно-сульфатный электрод сравнения (Cu/CuSOj):

ИДС — напряженно-деформированное оостояние;

НТС — нефтеперекачивающая стащия;

НСМ — нетканый синтетический материал;

НУП — необслуживаемый усилительный пумст;

НУЭ — нормальные условия эксплуатации;

ОВОС — оценка воздействия на окружающую среду;

ПЗ — проектное землетрясение;

ПЗРГ — пункт замера расхода газа.

ПРГ — пункт редуцирования газа:

ГМ” — подземное хранигыще газа:

ПЭМ — производственный экологический мониторинг;

ПЭМ(К) — производственный экологический мониторинг (контроль):

РРЛ — радиорелейная л*«ия (с&яэи);

РРС — радиорелейная ста*щия;

СМР — строительно-монтажные работы;

СПХГ — станция подземного хранения газа СОГ — станция охлаждения газа;

ТКМ — точка коррозионного мониторинга;

ТС — тройник сварной;

ТШС — тройник штампосварной;

УДЗ — установка дренажной защиты;

УЗРГ — узел замера расхода газа:

УКЗ — установка катодной защиты.

УКПГ — установка комплексной подготовки газа:

УПЗ — установка протекторной защиты.

3X3 — система электрохимической защиты.

5 Общие положения

5.1 В состав МГ входят:

– газопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лугымами. запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения КС. П4С. ПРГ. узлами пуска и приема ВТУ. комденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

• система ЭХЗ:

• линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики газопроводов;

– ЛЭП. предназначенные для обслуживания газопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управле*ыя запорной арматурой и установками ЭХЗ.

• противопожарное средства:

• противоэрозионные и защитные сооружения газопроводов.

– системы сбора и утилизации конденсата.

• здания и сооружения линейной службы эксплуатации газопроводов;

– постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопровода, и подъезды к ним. опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов;

– головные и промежуточные (линейные) КС:

-ГИСиСОГ:

– ГРС:

-спхг:

• указатели и предупредительные знаки.

5.2 МГ следует прокладывать подземно (подземная прокладка). Прокладка газопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в 11.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатаций газопроводов.

5.3 Прокладка газопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым МГ — в техническом коридоре.

5.4 В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре газопроводов и нефтепроводов (нефтепродуктопроеодое). В этом случае проектирование газопровода должно быть согласовано с владельцем нефтепроводов (нефтепродуктопроеодое).

5.5 Перечень территорий, по которым не допускается прокладка газопроводов, приведен в 7.1.14.

5.6 Для обеспечения НУЭ и исключения возможности повреждения газопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются требованиями 7.4.

5.7 Для проектирования вдольтрассоеых проездов и подъездных дорог к крановым узлам газопроводов предусматривается оформление аренды необходимых земельных участков или права ограниченного пользовался чужими земельными участками (сервитут) в соответствии со статьями 22 и 23 Земельного кодекса [3].

5.8 Температура газа, поступающего в газопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности. устойчивости и надежности газопровода. Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

5.9 Расчетные схемы и методы расчета газопроводов на прочность и устойчивость необходимо выбирать с учетом использования автоматизированных способов расчета.

5.10 Газопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации СМР за счет применения труб и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнен»** из стандартных и типовых элементов и деталей с наружным защитным покрытием, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. Трубы с ВГП могут применяться только на вновь проектируемых газопроводах при соответствующем обосновании на стадии инеестицио»#юго проекта. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию газопроводов.

5.11 При проектировании газопроводов следует использовать материалы, изделия и оборудование, прошедшие процедуру эксплуатационных испытаний и разрешенные к применению в установленном порядке.

5.12 Срок безопасной эксплуатации газопровода следует назначать в соответствии с требованиями отдельных нормативных документов.

5.13 Геодезическое позиционирование объектов МГ должно быть отражено в исполнительной документации в системе информации «как построено».

6 Классификация участков газопроводов по безопасности

6.1 Все участки МГ подразделяется по ответственности на три категории:

– И (Нормальная);

• С (Средняя):

– В (Высокая).

6.2 Категории участков МГ устанавливаются в зависимости от их назначения в соответствии с требованиями. изложенными в таблице 1. в которой упитываются особенности природных и антропогенных условий эксплуатации участка, а также сложность его конструктивного исполнения и трудности выполнения ремонтных работ

Таблица 1 — Категории участков МГ в зависимости от их назначения

Назначение учасгшоа газопроводов	Категории участаоа при прокладка
подзем мои	иаземмой	надземном
1 Переходы через водные преграды: • шириной зеркала воды в межень 75 м и более и прибрежные	В		В
участки дгыиой не моноо 25 м (от среднвмежвиного горизонта воды) каждый: – ширФыой зеркала волы в мвже^> от 25 м до 75 м и прибрежные	С		С
участки дгыиой не менее 25 м (от среднемеженного горизонта воды) каждый: – несудоходные ширимой зеркала волы е межень от 10 м до 25 м —	с		с
в русловой части и гпуб»ыой свыше 1.5 м и прибрежные участки длиной не 1ю»юо 25 м каждый (от средоемежекыого горизонта воды), оросительные и деривационные каналы: – горные потоки (реки):	с		с
– по»еы рек по ГВВ 10 % обеспеченности	с	—	с

Продолжение таблицы 1

Hi>Hi4Ciwe участюа газопроводов	Категория участям при про«лад*е
подземной	наземной	надземном
2 Переходы через болота типа:
-II;	С	н	Н
-III	С	с	С
3 Переходы через желехые и автомобильные дороги (на перегонах): – участки газопроводов на переходах через железные дороги общей сети, автомобильные дороги 1. II и 111 категории, включая участки на раостомы 50 м по обе стороны от подошвы земляного полоша или от края водоотводного сооружения дороги:	в	—	В
– участки газопроводов на переходах через подъездные железные	с	—	с
дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги IV. V. II 1-л и IV-n категории, а также участки на рэсстояиаы согласно 1.22. по обе стороны от подошвы земляного полоша или от края водоотводного сооружения всех железных и категорированных автомобигьных дорог
4 Трубопроводы технологические основного назначения, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС. ПРГ. СПХГ. ДКС, ГРС. ГИС. включая кондемсатосборимки. а также трубопроводы импульсного. топливного и пускового газа. Трубопроводы узлов подключения к КС. располагаемых на территории КС	в	В	в
5 Пересечения (в обе стороны, в пределах рэсстомегй R. определяемых по 6.4) с ВЛ электропередач напряжением:
– 500 кВ и более:	в	—	—
– от ЗЭО до 500 кВ	с	—	—
6 Газопроводы е горной местности при укладке в тоннелях	—	с	с
7 Участки газопроводов в зонах активных тектонзеюских разломов и прилегающие участки на рэсстюьыи 100 м от граивщ разлома	с	с	с
8 Гаэопровооы. прокладываемые по погывным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций	с	—	—
9 Газопроводы, прокладываемые по терригорч распространения ММГ. имеющих при оттамеачи относительную осадку свькие 0.1. а также газопроводы, прокладываемые в си/ыюзасоленыых грунтах	с	с	с
10 Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончако	с	—	с
вые грунты
11 Газопроводы на узлах установки липой юй арматуры и примы	с	с	с
кающие к узлам у^естки газопровода (за иоиъочением участков категории В) на дгыне R. определяемой по 6.4
12 Газопроводы на длине R. определяемой по 6.4. от гребенок подводных переходов (за жхлючеимем участков категоры В)	с	с	с
13 Газопровода на подходе к площадкам КС ПХГ. УКПГ. ГКС. КС. ДКС в пределах расстояний, указанных в 6.4	с	—	с
14 Трубопроводы на узлах пуска и приема ВТУ и примыкающие к узлам участки газопровода (за исключением участков категории В) на дгоые R. определяемой по 6.4	с	с	с

Продолжение таблицы 1

Назначоше участков газопроводов	Ха те горни участаоа при проспал**
подаем»о4	наземной	надземном
15 Газопроводы на узлах подк/ьочения КС. располагаемых вне КС. участки между территорией КС. ДКС, ГРС. УКПГ и охранньыи кранами. эсэсываюихе и нагнетательные газопроводы КС. а также трубопроводы топливного и импульсного газа (от узла подключения до ограждения)	С	с	С
16 Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах рэсстом*. указанных в 72.2. а также участки за охранными кранами на длине R. определяемой по 6.4	с	с	с
17 Газопроводы, примыкающие к секущему крану ГИС и ПРГ. на длине R. определяемой по 6.4. в обе стороны	с	с	с
18 Пересечения с коммуникациями (канализационными коллекторами. нефтепроводами, мефтепродуктолроеодами. газопроводами, силовыьм кабелями и кабелями связи, ороемтегьными системами и г п.) на длине 100 м по обе стороны от пересекаемой коммунмсаиии	с	с	с
19 Газопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям	с	с	с
20 Участки газопроводов, прокладываемые методом ГИБ	с	—	—
21 Газопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре. в местах расположения ГИС. УКПГ. КС ПХГ. ДКС. ГКС. ПРГ. узлов	с	с	с
установки линейной запорной арматуры, узлов пуска и приема В ТУ.	Если о»* не относятся к категории В
узлов подключен* КС в пределах расстояний, указа» а ых в поз. 13.14. 15. 16. 17	по виду прокладки и другим параметрам

Примечания

1 Участки трубопроводов, ив указанные в ra6r*«je 1, относят к категории И.

2 Участкам газопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа городам и другим крупным потребителям, имеющим большое *ерооиохозяйстве»*юе значение, а также загрязнение окружающей среды или гибель людей, при соответствующем обосновании допускается иахачать более высоюте категории.

3 В категориях автодорог могут быть внесены кзмоиоюся. связан*ью с оводом в действие Постановления Правительства Российской Фвдерэщш (4]. Под юще«сом «л» в категориях авгомобилыых дорог (см. пайщик) 3) следует понимать ыдексы «а», «к», «л».

4 Типы болот принимают в соответствии с 6.3.

5 При пересечении газопроводом массива болот разлитых типов при соответствующем обоснован** допускается принимать категорию вое г о участка как для наиболее высокой категории на даыюм массиве болот.

6 Категорсео участков газопроводов, прокладываемых в поймах рек. подлежащих затоплению под водо-храншькце. прючмаюг как для переходов через судоходные водные преграды.

7 При небольшой продолжительности подтооле*мя паводковыми вещами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтоплены*. позволяющей оперативное проведение в данной местности авари**ю-восстамоектелыых работ на газопроводах в случае их повреждения, выполнение требовал»* позииии 1. пятое перечисле»*е. необязательно.

8 Категории участков газопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера принимают по позиции 1. второе перечисление.

9 Знак «—» в табгмие означает, что данный способ прокладки не предусматривается.

10 Участкам газопроводов (позиция 20) допускается назначать категорию В в случае скученности в расположении крановых узлов и перемычек.

Окончание таблицы 1

11 При пересечении МГ строящимися коммуникациями, перечисленными в позиции 18. определяют необходимость рехонструвды МГ. При транше***! способе производства работ при пересмении МГ комму-кикацияьы заказах сгроодейся коммуыикащ<и проводит техническое обслодооа»ыо действующего газопровода на предмет необходимости его ремонта. В этом случае эксплуатирующая организация обязана представить результаты последнем внутри труб ной диагностик участка пересекаемого МГ При пересеченны способом ГИБ или прокопом, выполняемыми на достаточной глубине по отношению к нижнем образующей МГ. реконструкция МГ не требуется. В этом слу*ее закажг строящейся коммуникаиде производит съемку пространственного положения оси участка МГ для его учета при прокладке коммуникации.

12 При установке кранового узла на газопроводе-ответвлении для его подкточения к действующему МГ требооамо поэмам 10 распространяется на прилегающие участки данного ответвления. На прилегающие участки действующего МГ. в которым врезается газопровод-ответвление, указанное требое^ие не распространяется.

6.3 Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы:

• первый тип — болота, целиком зало/ыеммые торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники с удельным даалениемот 0.02 до 0.03 МПа или работу обычной техники с помощью щитов, еланей или дорог, обеспечивающих снижеюю удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа.

– второй тип — болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по щитам, еланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0.01 МПа:

– третий тип — болота, заполненные растекающимся торфом и ведой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств.

6.4 Расстояния и длины R. м. указанные в таблице 1. определяют по формуле

(6.1)

где р — рабочее давление в газопроводе. МПа. Значение R округляется в большую сторону с точностъюдо5 м.

Примечания

1 Терции «расстояние» 8 таблмэе 1 и в данном гтуысте означает:

• при пересечениях железных и автомобильных дорог — расстояние от точки оси газопровода до подошвы земляного полотна или до «рая водоотводного сооружения пересекаемом дороги (коммуникации и др.) по перпендикуляру к ней:

– при расстомсях от площадок — расстояние ло радиусу от ближайшей то*см грагеяы площадки до оси гаэолроесда.

2 Термин «длина» в таблице 1 и в данном пункте означает протяженность, отмеряемую по оси газопровода независимо от ею комфигурэшы.

7 Основные требования к трассам газопроводов

7.1 Требования к выбору трасс

7.1.1 Выбор трассы газопровода должен выпогкяться проектной организацией совместно с заказчиком на основе утвержденного задания на проектирование.

7.1.2 Выбор трассы газопровода проводится с учетом возможной минимизации затрат при сооружении. эксплуатации, консервации и ликвидации газопровода.

7.1.3 Для обоснования выбора трассы газопровода должны быть учтены следующие факторы:

• диаметр и протяженность газопровода.

– расположение и количество площадок КС:

– конструктивные схемы укладки газопровода;

– безопасность населения и персонала, работающего вблизи газопровода:

– наличие полезных ископаемых;

– инженерно-геологические и климатические условия:

• инженерно- гводез*юские условия.

• инженерно-экологические условия:

• требования к строительству и эксплуатации газопровода:

• перспективы развития территории:

• наличие крупных и средних рек. болот, озер:

– наличие автомобильных и железных дорог, оврагов, действующих трубопроводов. Л ЭЛ и связи и других сооружений:

• магычие сельскохозяйственных угодий и лесных массивов;

• археологические памятники (курганы, городища);

• иа/ычие факторов коррозионной опасности.

7.1.4 При выборе трассы газопровода должны быть исследованы все характерные для района размещения явления, процессы и факторы природного и техногенного происхождения, которые могут оказывать влияние на безопасность газопровода и вызвать негативное воздействие на население и окружающую среду, в том числе закономерности распространения промышленных выбросов в атмосферу.

7.1.5 При выборе оптимального варианта трассы газопровода в районах со сложным рельефом, значительно залесенных, заболоченных, с большим количеством оврагов, речек, озер, солончаков. напи«*«ем карста, термокарста, в застроенных районах применение космической съемки, аэрофотосъемки или лазерного сканирования принимается заказчиком.

7.1.6 Выбор трассы газопровода должен осуществляться в соответствии с требованиями, предусмотренными действующими Федеральным законом [5]. Земельным кодексом [3). Водным кодексом (6). и Градостроительным кодексом [7]. а также с учетом необходимости защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций техногенного характера.

7.1.7 Не допускается размещать трассы газопроводов на рекреационных территориях (водных, лесных. ландшафтных), в зонах санитарной охраны источников водоснабжения, водоохранных зонах рек. морей. охранных зонах курортов.

7.1.8 Трассу газопровода следует выбирать с учетом затрат на возмещение:

– убытков землепользователям.

– потерь сельхозлроизводства при отводе земель под строительство;

– ущерба рыбному хозяйству:

– ущерба лесному хозяйству:

• других потерь от негативного воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации газопровода;

– расходов на археологические расколки.

7.1.9 При выборе трассы газопровода необходимо учитывать возможность развития процессов КРН. т. е. следует учитывать природные и техмолриродные факторы, определяющие предрасположенность газопровода на отдельных участках к развитию кни.

7.1.10 При выборе трассы газопровода следует учитывать условия строительства, чтобы обеспе<*гтъ применение наиболее экономичных и высокопроизводительных метсдое СМР.

7.1.11 Камеральную проработку вариантов трассы газопровода следует производить в пределах области поиска, определяемую эллипсом, е фокусах которого находятся начальный и конечный пункты трассы.

7.1.12 При выборе трассы газопровода необходимо учитывать транспортные коммуникации района будущего строительства с целью максимального использования их для доставки труб от станций разгрузки до трубосварочных пунктов и развозки плетей к трассе.

7.1.13 При выборе трассы газопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных, автомобильных дорог, других объектов и проектируемого газопровода на ближайшие 2S лет, а также условия строительства и обслуживания газопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т. д.). выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

7.1.14 МГ должны прокладываться вне застроенных территорий или территорий с частой человеческой деятельностью.

При выборе трассы следует у^ытывать. что не допускается прохождение газопровода:

• в тоннелях автомобильных и железных дорог.

– в тоннелях совместно с электрическим кабелем и кабелями связи и трубопроводами иного назначения;

. в одной траншее с алектричеосими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим министерствам и ведомствам за исключением случаев прокладки кабеля технологической связи и КИП данного газопровода на переходах через железные и автомобильные дороги (в одном кожухе);

• ближе 500 м от боковой границы второго пояса зоны санитарной охраны источнжое хозяйственного питьевого водоснабжения.

7.1.15 На оползневых участках при их значительных протяженностях трассу следует выбирать выше оползневого участка.

7.1.16 В районах с сильно пересеченным рельефом местности и в горных условиях трассу газопровода следует выбирать в долинах рек вне зоны затопления или по водоразделам.

7.1.17 При выборе трассы следует по возможности избегать пересечений лесов следующих категорий:

– расположенных в пределах водоохранных зон. вылотяющих функцию защиты водных объектов;

– выполняющих функции защиты источников питьевого водоснабжения;

– противоэрозионных лесопарковых частей зеленых зон поселений и лессе санитарно-защитных зон хозяйственных объектов;

– первой, второй и третьей зон округов санитарной охраны курортов;

– ценных лесов, включающих особо ценные лесные массивы;

– лесов на пустынных, полупустынных, степных, лесостепных и малолесных горных территориях.

– лесов, имеющих научное и/ы историческое значение;

• орехово-промысловых зон и кедровых лесов;

– лесоплодовых насаждений;

– притундроеых лесов;

– ленточных боров;

– лесов особо охраняемых природных территорий, в том числе заповедных лесных участков;

– лесов и защитных участков лесов, необходимых для осуществления жизненных циклов объектов животного мира.

7.1.18 Выбор трассы на ММГ должен производиться на основе;

• мерзлотно-икженерно-геолоп^есхих карт и карт ландшафтного микрорайоиироважя оценки благоприятности освоения территорий масштаба не более 1:100000;

– схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова:

– карт относительной осадки грунтов при оттаивании;

• карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

7.1.19 На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерно-геологические изыскания для прогноза этих лооиессое.

7.1.20 При выборе трассы на ММГ следует по возможности избегать участки с подземными льдами, маледякм. мороэобойным растрескиванием, бугра** лучения, проявлениями термокарста, солифлюкции и термоэрозии, косогоров с лцдонасыщенмыми глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами.

Бугры пуче**я следует проходить с низовой стороны.

7.1.21 Трасса газопровода на подрабатываемой территории должна быть увязана с планами производства горных работ с учетом изменения инженерно-геологических условий подработанной территории (провалы, мульды сдвижения, суффоэионные воронки и оседания земной поверхности) и предусматриваться преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности.

7.1.22 Пересечение шахтных полей газопроводом следует предусматривать:

– на пологопадающих пластах — в крест простирания.

– на крутопадающих пластах — по простиранию.

7.1.23 При выборе трасс газопроводов в сейсмически опасных районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает девять баллов.

Выбор трассы газопровода в перечисленных условиях может осуществляться только в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обооюеании.

7.124 Створы переходов газопровода через реки следует выбирать на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими иеразмыеаемыми берегами при минимальной ширине заливаемой поймы. Створы подводного перехода следует предусматривать перпендикулярно динамической оси потока. Участки русла. сложе*4ые скальными грунтами, желательно избегать. Устройство переходов на перекатах не допускается.

7.1.25 При выборе створа перехода газопровода следует учитывать гидролого-морфологические характеристики водотока.

7.126 Выбор створа подводного перехода газопровода в верховьях рек в местах нерестилищ, нагула и эимоваиия рыб. на водоемах со значительными деформациями русла и большими скоростями течения. с интенсивным судоходством и искусственными сооружениями на берегу при невозможности соблюдения минимальных расстояний до существующих трубопроводов и других сооружений, когда требуется реконструкция существующего подводного перехода прокладкой новых трубопроводов, производится с учетом осуществления строительства методом ГИБ.

7.127 Расстояние между параллельными газопроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке ЛЧ МГ.

7.128 Для целей строительства и размещения объектов газопровода в соответствии с законодательством Российской Федерации производится отвод земель во временное пользование. Порядок и нормы предоставления земель устанавливаются Правите/ъством Российской Федерации.

72 Минимальные расстояния до газопроводов

7.2.1 Минимальная ширина полосы отвода земель для размещения МГ

72.1.1 Ширина полосы отвода земель для цели строите/ъстеа сдмого подземного МГ должна быть не менее указанной в таблице 2.

72.1.2 Предоставление для МГ земель лесного фонда производится преимущественно за счет не покрытых лесом площадей или площадей, занятых кустарниками и малоценными насаждениями. При обоснованной необходимости предоставления для указанных целей земель лесного фонда, покрытых лесом, ширина полос земель для МГ устанавливается в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации, но не более ширины полосы земель для одного подземного магмстра/ъного трубопровода на землях несельскохозяйственного назначения, и/ы непригодных для сельского хозяйства, и землях государственного лесного фонда, указанной в таблице 2.

Таблица 2 — Минимальная ширтыа полосы отвода земель для размещения МГ

Номинальный диаметр ЛЧ МГ	На зешгп не сельскохозяйственного назначения. или непригодных дяя сельского хозяйства, и землях государственного лесного Фонда без рекупьтиааиии. м	На землях сельскохозяйственного иазиачемя (при оиттяи и восс та нов лепим плодородного слое), м
1 ДО 4UU ВХЛЮЧ.	20	гь
2 Св. 400 до 700 в ключ.	23	33
3 Св. 700 до 1000 в ключ.	28	39
4 Св.1000 до 1200 включ.	30	42
5 Св. 1200 до 1400 включ.	32	45

72.1.3 Ширина полос отвода земель при подземной прокладке № МГ. строящихся в труднопроходимой местности (в болотах, тундре, пустынях, горных условиях и т. л.), а также размеры земельных участков для противопожарных и противоаварийных сооружений (обвалований, канав и емкостей для сбора конденсата). размещения станций катодной защиты, линейных узлов запорной арматуры, узлов подключения КС. устройств пуска/приема ВТУ и для строительства переходов через естественные и искусственные препятствия определяются проектом, утвержденным в установленном порядке.

7.2.2 Минимальные расстояния до магистрального газопровода от населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений

722.1 Минимальные расстояния до оси газопровода приведены в таблице 3. Трассы МГ и площадки КС. СОТ и ГРС должны выбираться так, чтобы расположенные вблизи иаселе**<ыб пункты, отдельные жилые. хозяйственные и производственные постройки и другие объекты третьих лиц находились в условиях приемлемого риска согласно требованиям Федеральных законов, постановлений Правительства и других нормативно-правовых актов Российской Федерации.

ТаблицаЗ — Минимальные расстояния до оси газопровода (расгпэтьыя до объектов групп А — Д являются базисными)


		номинальным диаметром
Объекты, здании и сооружая⁰	§1	3$ ? » • §	Si 15 <51	Si о 5 § * • § О СО	7 О в о I S§ • 3 и	*1 о < 3 о о • 3 и	*1 о 1 3 О о • Z и
1 Группа А: – желеэнсдорожные и автобусные станины: – аэропорты: – моросив и речные порты и пристани: – отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (шпалы, багыницы. клубы, детские сады и ясли, вокзалы И1д.)с ‘мслеююстъю более 100 чел.	60	120	180	240	300	360	420
2 Группа Б: – города и другие населемые пункты: • коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки: • отдельные промышленные и сельскохоаяйстве»е«ые предприятия; – тегимчиые комбинаты и хозяйства: – птииефабрют; молокозаводы: – карьеры разработки полезных ископаемых: гаражи и открытые стоянки для автомобилей ььчдиеидуалькых владеть» цев на количество автомобилей свыше 20: • отдельно стоящие здания с массовым скоплением годен (шаслы, богыницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы И1д.)с числе>*юстыо 100 чел. и менее: • жкгые здания трехэтэооые и емкие: – гидротехнические сооружения морского и речного транслоота: • очистные сооружения и масооые станции водопроводные. не отиосздиеся к МГ: • мосты железных дорог общего пользования, автомобильных дорог общего пользования и подъездах дорог к промышленным предприятиям 1-а. 1-6. II категорий, с пролетом свыше 20 м: • склады легковоспламеняющихся и горкямх жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м³: • автозаправочные стзддо; – мачты (башгм) и сооружения многокаиахьной РРЛ технологической связи трубопроводов: • мачты (башмк) и сооружения шюгтжанальной РРЛ связи Минкомсвязи России.телевизионные баням	50	100	150	200	250	300	350
3 Группа В: • железные дороги общего пользования (»в перегонах); • автомобильные дороги общего пользооамп и подъездные дороги к промышленным предприятиям ка. l-б. II. Ill категорий, параллельно которым прокладывается газопровод: • отдельно стоящие: – жилые здания одноэтзж>ые и двухэтахоые: – садовые домики, дачи:	40	75	125	150	200	225	250

Продолжение таблицы 3

Объекты, здания в сооружения	Минимальное расстояние or гаэопроеоэое. м
номинальным диаметром
2* si	з$ о 5 2 • о § и л	3 i 1 • si	S3 О s S ■ О <о	Се 600 до 1000 МЛЮЧ	*1 о 1 2 о о • 2 U	f § О 1 2 О о е 2 и
-АЛО. – кладбища; • сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного вькгэса скота; – полевые ста***
4 Группа Г: • отдоъио стоящие нежилые и подсобные стровмя; • устья буряиакхся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин. • гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владе/иев на 20 автомобилей и менее; – канализационные сооружения; – железные дороги промышленных предприятий; – автомобильные дороги Ш-л. IV. IV-n и V категорий, параллельно который прокладывается газопровод; – вертодромы и посадочные площадки без базирования на *сх вертолетов	30	40	50	100	150	175	200
5 Группа Д: • мосты желе>ых дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III. Ilkn. IV, IV-n категорий с пролетом свыше 20 м: • территории КС. УКПГ. СПХГ. групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых ГРС. установок очистки и осушки газа	40	75	125	150	200	225	250
6 Территории ГРС. автоматизированных ГРС. регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом: • городов, населенных пунктов, предприятий, отделы-мых гдгыии и сооружений: других потребителей: • объектов газопровода (УЗРГ. ДЛО. РРС. термоэлектрогенераторов и г. д.)	30 25	50 25	75 25	100 25	125 25	150 25	175 25
7 Автоматизированные электростанции с термоэлвкт-рогвнераторами: электростанции с дизельными и гаэопор-иыевыкм агрегатами: аппаратура связи, телемеханики и автомат***, блочно-комплектные устройства электроснабжения. зоны прокладки кабелей КИП. относящихся к МГ; мачты (башни) и сооружены» необслуживаемой малоканальном РРЛ саяял трубопроводов	15 от кражей метки
в Объекты: – магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых докладывается трубопровод: • водозаборные сооружения и станции оросительных систем	Согласно требованиям Водиопо кодекса [6]. Санитар* предел и норм, утвержден» Главным государственным санитарным врачом [8]

Окончание таблиц* 3

Объекты, зданхя я сооружения	Минимальное расстояние от гаэопроеаэое. м
номинальным диаметром
До 150 •КЛЮЧ	3$ о 5 2 Л е Ш О «	Si И <51	§ S g – .§ О «о	Т о я § 5 о • :! о	*\| о ; о • 2 о • 5 U	\|1 о « 2 О о <5 =
9 Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ: карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ: схлады сэюокемных горюих газов	По согласованию с ззинтереоооаеыми организациями и соответствующим федеральными надзорными органами
10 Землтиой амбар для аварийного выпуска конденсата из газопровода. ГФУ	30	50	75	75	75	100	100
11 Кабели междугородной связи и силовые электрокабели	10
12 НУП кабельной связи в подземных термокамерах	10
13 Притрассовые постоянные автодороги и подъездные автодороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов	10

Примечания

1 Рассто$ьмя. ужазамене е табгыце. пр#ыимают

•для городов и других насаленных пунктов — от проест ной городской черты на расчетный срос до 25 лет:

– для отдельных проьышпенеых предприятий, железнодорожных стаицмй. аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горюмх и лвпсоеоспламеняющихся материалов. артезианских скважин — от границ отведешых мм территорий с учетом их развития:

• для жвломлх дорог — от подошвы мэсыпи ИШ бровки ВЫОЬКИ со сгороь** газопровода, но ив момов

10 м от границ полосы отвода дороги: для автомобильных дорог от подошвы насыпи земляного

полотна:

– для всех мостов — от подошвы конусов:

– для отдельно стоящих здэмой и стростый — от бпижайиясх выступающих их частей.

2 Под отдельно стоядим эдатмем или строением понимают зда»ые или строение, рэстюложо* ■ юе вне населе+мого гтужгга на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий или сооружений.

3 Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пропетом 20 м и менее принимают такиьм же. как от соответствующих дорог.

4 Минимальные расстояния от оси газопроводов до ууиый и сооружений при надземной прокладке, предусмотреныые в позициях 1 и 2. принимают увеличенными в два раза, в пооэщиях 3—8 и 11 — в полтора раза. Да►мое требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м.

5 Расстояния до объектов, отсутствующа в дз*мой габгвще. принимают по согласовано с соответствующими органами государственного надзора и заинтересованными организациями.

6 Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог общего польэоеакыя и подъездных дорог промышленных предприятий допускается сокращать на 30 % без повышения категории участка газопровода

7 Объекты газопроводов, из которых возможен выброс или утенка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам

8 Расстояния от ГИС, ПРГ и ПЗРГ принимают такими же. как для газопроводов, на которых данные объекты расположены.

9 Расстояния до железных и автомобильных дорог, а также до мостов и путепроводов на дорогах указаны для газопроводов, прокладываемых параллельно дорогам.

1.2.22 Все объекты, здания и сооружения (не относящиеся к газопроводам или е отношении которых действуют слециа/ъные нормативы), располагаемые вблизи трассы МП в соответствии с данными таблицы 3 следует разделить на группы (А — Д) по принципу выделения наиболее значимого фактора риска от аварий на МГ:

– к группе А относятся объекты с постоянным значительным скоплением людей.

Примечание — Наиболее хачимый фактор риска — гибель батоиопо количества тоаей одооереме»»*) при авар*ы на МГ:

– к группе Б относятся территориальные образования, включающие производственные или муниципальные объекты, здания и сооружения.

Примечание — Наиболее значимым фактор риска — гибель толей при аварии на МГ;

– к группам В — Д относятся объекты, для которых наиболее значимым фактором риска является возможность серьезного их повреждения от возможных аварий на МГ или производственная деятельность на этих объектах может негативно воздействовать на техническое состояние газопровода.

722.3 Минимальные расстояния до оси газопровода даны в таблице 3 от.

• объектов групп А — Д (см. позиции 1—5). являются базисными L^», и соответствуют рабочему давлению р = 10 МПа:

– объектов, указанных в позициях 6—15. — независимо от уровня рабочего давления.

1.22А Деление объектов по группам и отнесение объектов к той или иной позиции в таблице 3 уделывает следующие характеристики объектов:

– объекты, здания и сооружения, минимальные расстояния от которых определяются техническими характеристиками газопровода (диаметр, рабочее давление):

– объекты, минимальные расстояния от которых регламентируются нормативными документами других ведомств:

– объекты, минимальные расстояния от которых не зависят от технических характеристик газопровода.

7.2.2.5 Минимальные расстояния L. м. до оси участков МГ до объектов групп А — Д вычисляют по формуле

L е

(7.1)

где р — рабочее давление е газопроводе. МПа (в формулу (7.1) подставлять в безразмерном виде);

LbM — базисное значение минимального расстояния, принимаемое согласно данным таблицы 3 в зависимости от диаметра МГ.

При определении минимального расстояния по формуле (7.1) полученное значение следует округлить в большую сторону с точностью до 5 м.

7.2.2.6 При соответствующем обосновании допускаются проектные решения, предусматривающие сокращение минимального расстояния до оси МГ от объектов групп А. Б. 8. Г. Д:

– для участков категории Н на 50 % от значений, указанных в таблице 3. при повышении категории участка до категории В:

– для участков категории Н на 25 % от значений, указанных в таблице 3. при повышении категории участка до категории С:

– для участков категории С на 25 % от значений, указанных в таблице 3. при повышении категории участка до категории В.

7.22.7 Минимальное расстояние до ближайшего МГ номинальным диаметром DN1000 и более и до границ технических коридоров трубопроводов от гра»ыц проектной застройки городов и других населенных пунктов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера следует принимать не менее 700 м.

8 стесненных условиях данное расстояние допускается сокращать до 350 м при условии повышены категоричности 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 ММГ и болот.

7.22.8 Расстояния до следующих объектов:

• ВЛ электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается газопровод:

• ВЛ электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается газопровод в стесненных условиях трассы;

– опор ВЛ электропередачи высокого напряжения при пересечении их газопроводом следует принимать в соответствии с требованиями правил, утвержденных Минэнерго России [9].

7.2.3 Расстояния до КС, СОГ и ГРС от населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений

7.2.3.1 Минимальные расстояния до КС. СОГ и ГРС приведены в таблице 4 от:

– объектов групп А — Д (см. позиции 1—6) при рабочем давлении в МГ р – 10 МПа:

– объектов, указанных в позициях 7—12. — независимо от уровня рабочего давления.

7.2.3.2 Минимальные расстояния Lc_S ДО КС. СОГ и ГРС от населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений, указанных в позициях 1—6 таблицы 4. вычисляют по формуле

(7-2)

‘-cs- 1400 1 10

где DN — диаметр газопровода номинальный, выбирается максимальное значение из номинальных диаметров газопроводов-шлейфов от узла подключения производственной площадки и коллекторов на производственной площадке;

р — рабочее давление в газопроводе. МПа (в формулу (7.2) подставляется в безразмерном веде): ьм — базисное значение минимального расстояния, принимаемое согласно данным таблицы 4. Кроме тою. минимальное расстояние Lq_S должно удовлетворять следующим условиям:

для КС и СОГ — L^_s £ 75 м: (7.3)

для ГРС— Lcs* 50 м. (7.4)

При определении минимального расстояния по формуле (7.2). полученное значение следует округлить в бо/ъшую сторону с точностью до 5 м.

Для объектов, указанных в позициях 7—12 табгмцы 4. минимальные расстояния следует принимать равными значениям, указанным в таблице 4. независимо от диаметра газопровода и рабочего давления.

Таблица^ — Мюымальные баэмоые расстояния и ^от КС. СОГ и ГРС для газопровода с номмиагь*ым диаметром DN 1400

Объеетм, зд»«ая и сооружения

Минимальные расстояния, м

КС. СОГ

ГРС

1 Группа А:

– города и другие масележые пумгты;

• коллективные сады с садовыми домиками, дачные посети:

• отдельные промышленные и свльстоходяйстве»• ыо предприятия, теп-/мчмые комбинаты и хозяйства;

– ппязефабрти:

– молокозаводы:

– карьеры разработки полезных ископаемых.

– гаражи и открытые стами для автомобилей индивидуалыякх владеть»-uee на исумчество автомобилей свыше 20:

• УКПГ и их групповые и сборные пункты;

• отде/ъно стоедие адат мл с массовым скоплением людей (ижолы. 6огь>->—лы. клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т. д):

• жкгьне здагыя этажностью в 3 и более этажей;

• железнодорожные стамщы.

• аэропорты;

• морские и реные порты и пристани:

• гидроэлектростанции:

• гидротехнические сооружения морского и речного транспорта;

• мачты (башки) и сооружения ьвюгсжанальной РРП технологической связи трубопроводов;

• мачты (бвижм) и сооружения ььюгоканальной РРП связи КДикомсвязи России:

• гелввизиомкю башни

700

350

Продолжение таблицы 4

Обмяты. эдаияя и сооружения	Мяяимяльмыо расстояния, м
КС. СОГ	ГРС
2 Группа Б: • мосты железах дорог обшей сети и автомобильных дорог I и II ха того-р*ы с пропетом свыше 20 м: . схлады лепсоеоспламоигеощихся и горкжсх жидкостей и газов с объемом храмомия сеьяие 1000 м³: – автозаправочные стещии; • водопроводные сооружения, не относящиеся к МГ	500	300
3 Группа В: – железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги МП категорий: – ведомственные автодороги Mi. IMi категорий: • отдельно стоящие жнсые зданыя одно- и двухэтажные: -дло. • кладбища: – се/ъсхохоэяйствеиные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; – полевые станы; • мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III—V. Ill-л и 1У-п категорий с пролетом свыше 20 м	350	250
4 Группа Г: Железные дороги промышленных предприятий	250	200
5 Группа Д: Автомобильные дороги IIMi. IV. IV-n и V категорий	100	75
6 Группа Е: • отдегыио стовдие нежилые и подсобные строения (сараи и т. л.): • устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин: • гаражи и открытые стоянии для автомобилей инщивндуалыых владельцев на 20 автомобилей и менее: • посадочные площадки без базирования на них летательных аппаратов всех типов (высота зданье* и сооружений объектов газопроводного транспорта. находящихся в полосе воздушных подходов летательных аппаратов, не должна превышать размера ограничения высоты препятствий согласно требооаннпм нормативных документов Федерального агентства воздуижого транспорта (Росавиации), утвержденных в устаиовпо1жом порядке): • очистные сооружения и нэсооые стайеры канализации	75	50
7 Открытые рэспредегытвльные устройства 35. 110. 220 кВ эпектропод-станций, гытаюшкх КС и НЛС магистральных трубопроводов и других потребителей	100	—
8 Открытые распреде/ъсте/ъные устройства 35. 100. 220 кВ эпектропод-сталей, гмтаюиеос КС МГ	На территории КС с соблюдением взрыео- и пожаробезопасных разрывов от зданмй и сооружений	—
9 Лесные массивы пород: -хвойных: • лиственных	75 30

Окончание таблицы 4

Обьесгм. здания и сооружения	Мияимхльяыо расстояния, м
КС. СОТ ГРС
10 вертодромы с парком численностью до 10 вертолетов и посадоьые площадки без базирования на них летательных аппаратов всех типов (высота дданый и сооружений объектов газопроводного трмюпорта. находашися в полосе воздушных подходов вертолетов, не должна превышать размера плоскости ограничения высоты препятствий согласно требованиям нормативных документов Федерагъного агентства воздушного транспорта (Росавиации). утвержденных в установленном порядке)	250
11 Специальные предприятия, сооружения. площадки, охраняемые эо»ы, склады вэрыздатых и взрывоопасных веществ; карьеры полезных ископаемых. добыча на которых производится с применением взрывных работ; склады оюс«е*ыых горючих газов	В соответствии с требованиями специальных нормативных документов, утвержденных в установле»юм порядке, и по согласован ьео с органа* государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты
12 Факел для сжигаимя газа. ГФУ	100
Примечания 1 Примечался 1—2 к таблице 3 распространяется и на данную тэбгъщу. 2 Расстояния принимают: – для КС по познай 1 — от бгмжайшкх зданий и coop ужо» ый КЦ: – для ГРС и СОТ по позициям 1—12 и для КС по позициям 2—12 — от ограды ухазгьчых объектов. 3 Мачты (башни) РРЛ связи газопроводов допускается располагать на территории КС. СОТ или ГРС. при этом расстояние от места установки мачт до технологического оборудования КС. СОТ мгы ГРС должно не менее чем на 10 % превосходить высоту мачты. При стесненных условиях на ГРС допускается установка опор малоканальной радиосвязи вблизи здания операторной. 4 При размещении на ГРС и КС одоркзациоиных установок расстояние от них до населенных пунктов принимают с учетом предельно допустимых концентраций вредных веществ в атмосфере воздуха населенных пунктом угтампопоымнпг КЬч гуфяага» цчятяитно Рптш 5 Под номинальным диаметром газопровода для ГРС принимают услоыый диаметр газопровода-ответвления.

7.2.3.3 Для газопроводов с номинальным диаметром DN < 300 в формулу (7.2) следует подставлять значение DN – 300.

7.2.3.4 Угол подхода газопроводов к площадкам КС. ГРС. У КП Г (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.

7.2.4 Расстояния между параллельными нитками газопроводов

7.2.4.1 Расстояние между осями смежных газопроводов разных диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для газопровода большего диаметра.

7.2А2 Расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов (или нефтепро-дуктолроводов) необходимо предусматривать как для газопроводов (за исключением случаев, приведенных в 7.2.4.10).

7.2.4.3 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.

7.2.4.4 Минимальные базисные (при рабочем давлении 10 МПа) расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов при подземной прокладке следует принимать согласно данным таблицы S (кроме газопроводов, указанных в 7.2.4.10).

Таблица 5 — Базисные расстодхыя между одиосромо»#ю прокладываемыми в одном техническом

коридоре параллельными ьыпсами газопроводов при подземной прокладке (при рабочем давлении 10 МПа)

Номинальны* диаметр	Расстояние между осам» смежных магистральных газопроводов, м
До 400 вк/хоч.	В
Св. 400 до 700 вюхоч.	9
Св. 700 до 1000 вкгхоч	11
Св. 1000 до 1200 вкгхоч	13
Св. 1200 до 1400 вк/хоч.	15
Примечание — Указателе в таблице расстояния допускается уменьшать до 50 % при условии обеслече»<ия устойчивого попожеимя осей газопроводов в грунте.

7.2.4.5 Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллвгъмыми нитками подземных газопроводов м, вычисляют по формуле

= тах{^,.}. (7.5)

^L>«> <⁷⁶>

где д — рабочее давление в/газопроводе. МПа (е формулу (7 6) подставлять в безразмерном воде).

Если рабочее давление е одном из смежных газопроводов ниже 10 МПа. в формуле (7.6) следует подставлять д =10;

1~_рл,ьши — базисное мнение минимального расстояния при параллельной прокладке / газопровода при рабочем давлении, равном 10 МПа. примшаемое согласно данным таблицы 5 в зависимости от диаметра газопровода.

7.2.4.6 Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллелы^ми нитками газопроводов с рабочим давлением 10 МПа при надземной, наземной или комбинированной прокладке в районах, указанных е 11.1 (за исключением горной местности), следует принимать согласно данным таблицы 6.

Таблица 6 — Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками газопроводов с рабомм давлением 10 МПа при их надземной, наземной игм комбинированной прокладке

		Минимальное расстоаиие е свету между параллельными	нитьами тазопроеодоа. м
Способ прокладки оараллегыж** и*то« газопроводов	на открытой местности или при наличии между газоороеодами лесной оопосы шириной доЮ м аклочителы«	при на/жтчии между газопроводами лесной полосы шириной свыше 10 м
		при DM газопровода
перво*	второй	до 700 •ключ.	се 700 до 1000 аклоч.	се. 1000 до 1400 аклоч.	до 700 еклоч	се 700 до 1000 аклоч.	се. 1000 до 1400 аклоч.
Наземный	Наземный	20	30	45	15	20	30
Подземный	20	30	45	15	20	30
	20	30	45	15	20	30
Надземный	Надземный	40	50	75	25	35	50
Наземный	40	50	75	25	35	50

Примечание — При магычии кв псщзевеых газопроводах отдельных назем»*** или надземных участков протяженностью не более 100 м (переходы через ру-ьи. овраги и другие препятствия) допускается уменьшать минимальное расстояние между ларалле/хиыми нитками на этих участках до 25 м. а при отнесении этих участков к категории С указателе рассгоягыя принимают как для подземной прокладки (с учетом требооамий 11.13).

7.2.4.7 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 исхлкмением горной местности), если рабочее давление хотя бы в одном из них превышает 10 МПа. следует определять аналогично 7 2.4.5. при этом базисные значения минимальных расстояний следует принимать в соответствии с данными таблицы 6 в зависимости от номинального диаметра газопровода.

7.2.4.8 Расстояния между параллельно строящимися и действующими газопроводами (с рабочим давлением 10 МПа) в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в 7.2.4.11) 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.

• в таблице 7 — при подземной прокладке газопроводов.

7.2.4.9 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.

7.2.4.10 Минимальные расстояния между параллельно строящимися и действующими газопроводами при подземной прокладке в одном техническом коридоре, если рабочее давление хотя бы в одном из них превышает 10 МПа. следует определять аналогично 7.2.4.S, при этом базисные значения минимальных расстояний следует принимать согласно данным таблицы 7 в зависимости от номинального диаметра и назначения земли, по которой проходит газопровод

7.2.4.11 При выходе с промысла, станции ПХГ минимальные расстояния между МГ и промысловыми трубопроводами а пределах горного отвода принимают по нормам проектирования промысловых трубопроводов.

Таблица 7 — Минимальные расстсиыия между параллельно строящимися и действующими газопровода** при подземной прокладке при рабонем давле»** 10 МПа

	Минимальное расстояние между осям* проеитнруомого и действующего подземных газопроводов на землях, м
яеселясхояоздйстяежжото иазма^мия или Государственного лесного фонде	сольсдехозяйстаенного назначении (при снятии и восстановлении плодородного слое)
До 400 екгьоч.	11	20
Се. 400 до 700 включ.	14	23
Се. 700 до 1000 включ.	15	28
Се. 1000 до 1200 включ.	16	30
Се. 1200 до 1400 включ.	18	32

* Принимается по газопроводу большего диаметра.

Примечание — Для горной местности, для лесов Государство» кхо леоюго фонда, заповедников и заказников, а также для переходов через естественные и искусственнее препятствия указанные е таблице рассгомся допускается уменьшать до 50 % при условии обеспечения устойчивого положения осей газопроводов в грунте.

7.2.4.12 Расстояние между параллельными нитками трубопроводов (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу), прокладываемых е одном техническом коридоре в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в ММГсоседкой при оттаивании более0.2). 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:

– между газопроводами и нефтепроводами —1000 м.

Таблица 8 — Минимальные расстояния между параплелыьыи нитками газопроводов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в ММГ. теряющих при оттаивании несущую способность

	Минимальное расстояние • сеет у между тикам* при мокаима льнов*
переой	второ*	до 700 еключ.	со. 700 оо Ю00 в ключ	се 1000 до 1400 еключ.
Подземный	Подземный	60	75	100
Наземный	Наземный	50	60	80
Подземный	50	60	80
	50	60	80
Надземный	Надземный	40	50	75
Наземный		40	50	75

7.2.4.13 Указанные в 7.2.4.12 расстояния могут быть сокращены до общепринятых норм при условии транспорта газа с охлаждением до отрицательных температур или при обеспечении фиксации положедея оси проектируемого газопровода при помощи специальных устройств.

7.3 Расстояния для трубопроводов топливного и импульсного газа

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 за охранными кранами.

7.4 Охранные зоны

7.4.1 Установление охранных зон газопровода и нанесение их на районные карты земле пользоваться производится с целью обеспечения условий безопасной работы газопровода путем:

• исключения проведения несанкционированных СМР. землеройных, взрывных и иных видов работ (за исключением сельскохозяйственных), способных в той или иной мере повредить технологическое оборудование либо коммуникации газопровода:

– ограничения других видов деятельности, которая может нанести ущерб газопроводу (разведение открытого огня, складирование сырья, продукции, отсыпных материалов, установка каких бы то ни было препятствий, ухудшающих доступ эксплуатирующего персонала к объектам газопровода и др.).

7.4.2 Материалы фактического положения охранных зон вдоль и вокруг объектов газопровода должны быть переданы собственником магистра/ъиого трубопровода или уполномоченной им организацией в местные органы власти и управления для нанесения их на районные карты землепользований.

7.4.3 Ответственность за содержание охранных зон газопровода в должном противопожарном состоянии лежит на эксплуатирующей организации.

7.4.4 Размеры охражых зон объектов газопроводов устанавливаются в соответствии с правилами, утвержденными Мжистерством топлива и энергетики России (10).

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 ГВВ 10 % обеспеченности.

7.4.6 Для многониточных газопроводов ма 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 эксплуатирующей 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 организацией, эксплуатирующей газопровод.

8 Конструктивные требования к газопроводам

8.1 Общие требования

8.1.1 Диаметр газопровода должен определяться на основании гмдравдочесхого расчета.

8.1-2 В газопроводах соединение труб между собой и с соединительными деталями производится при помощи сварки. Применение фланцевых соединений допускается только для подключения газопроводов к оборудованию.

8.1.3 В газопроводах следует применять стальную запорную арматуру, соединяемую с газопроводами при помощи сварки. На стояках отбора газа для подключения контрольно-измерительной аппаратуры могут применяться краны DN 6 — DN 20 с резьбовым соединением.

8.1.4 На трассе газопровода должны устанавливаться специальные опознавательные знаки (со щитами-указателями) высотой от 1.5 до 2 м от поверхности земли. Знаки устанавливаются а пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 м. а также дополнительно на углах поворота.

8.1.5 Места установки ВЭИ необходимо согласовать с разработчиком раздела ЭХЗ проекта.

8.2 Размещение трубопроводной арматуры

8.2.1 На газопроводах должна устанавливаться арматура, отвечающая общим техническим и нормативным требованиям.

8.2.2 На газопроводах следует предусмотреть установку запорной арматуры на рэсстояню. определяемом расчетом, но. как правило, не более 30 км.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

– на обоих берегах водных преград и болот при их пересечении газопроводом в две нитки и более согласно требованиям 10.2.1.15 и на однониточных переходах категории В;

. в начале каждоюOIмл вленино! газопровода на рждлоииии. допускающем установку моиiажио*и узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию:

– на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м (охранный кран) на расстоянии от 300 до 500 м от ПРС;

– ма входе и выходе газопроводов из УКПГ. КС. СЛХГ и ГС (охранные краны) на расстоянии, не менее:

• газопровод DN1400…………………………………………………………………………………………1000 м:

– газопровод DN менее 1400 до 1000 включ……………………………………………………………..750 м:

– газопровод менее DN 1000………………………………………………………………………………..500 м:

– по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м.

Примечания

1 Расстояние при установке охранных вранов от УКПГ. СЛХГ, ГРС принимается от границ их территорий. Расстояние при установке охранных кранов КС принимается от границ узла подегочеиия КС.

2 При удало» вы КС от узла подкгжмения в МГ на расстояние свыше 700 м при наличии естестооежкх препятствий (оврагов, сложного рвгъефа и т. п.) предусматривают установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подктхеиия КС е МО *а всасывающих и магнвтатег*»-*aix газопроводах КС («шлейфах») на рэсстояжи от ограды КС. которое определяется в соответстаы с даньы-им тэбгыцы 3. позиция 5.

8.2.3 При параллельной прокладке ниток или более ниток газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отде/ъных нитках надлежит располагать на расстояниях не менее 100 м друг от друга по радиусу. На двухниточных подводных переходах допускается помещать крановые узлы разных ниток в одну ограду.

В стесненных условиях при миогон«точной системе газопроводов, а также в сложных условиях трас* сы (гор+*»ж рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанные расстояния допускается уменьшать до 50 м при условии установки над наземной частью кранового узла защитного укрытия с пределом огнестойкости не ниже 15 мин от возможного теплового воздействия пожара в случае аварии.

Расстояние от линейных (охранных) кранов до кранов на межсистемных перемычках, устанавливаемых в случае необходимости до и после линейных (охранных) кранов, должно быть не менее 50 м по радиусу.

Примечание — Требование данного пункта не распространится на /миейную запорную арматуру узлов подключения.

8.2.4 При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким ниткам газопроводов или подкгачении нескольких газопроводов-ответвлений к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры на газопроводах-ответвлениях необходимо размешать на расстоянии не менее 100 м от ближайшего линейного крана на магистрали независимо от диаметра ответвле^я и смещать друг от друга на расстояние не менее 50 м для ответвлений диаметром более 700 мм и на расстояние не менее 30 м для ответвлений диаметром 700 мм и менее.

Допускается совмещать подключение газопроводов-ответвлений с линейными кранами (до и после крана) в одной ограде.

В стесненных условиях при подключении газопровода-ответвления к двум и более газопроводам допускается помешать уз/ы подключения в одной ограде, разнеся врезки в МГ на 50 или 30 м в зависимости от диаметра газопровода-ответвления.

8.2.5 На обвязочных газопроводах КС. ДКС. КС ПХГ и узлах подключения крепление надземного трубопровода в месте установки ЗРА производится с помощью двух трубопроводных опор, расположенных с обеих сторон ЗРА. Тип опорных конструкций определяется проектом.

8.2.6 На охранных кранах УКЛГ, КС. СПХГ и ГС. а также на крановых площадках многониточных газопроводов должны предусматриваться мероприятия по огнезащите надземной части арматуры (включая арматуру перемычек). Мероприятия могут быть направлены как на повышение огнестойкости надземной части арматуры (включая в обязательном порядке импульсные трубки, блок дистанционного управления крановым узлом, кабельные линии управления), так и на организацию теневых экранов (укрытий) надземной части арматуры. Кабели управления должны соответствовать требованиям ГОСТ 31565.

8.2.7 Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением. — байпасы, продувочные линии и перемычки — следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезиой установки.

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры и трубам гмгтамы уппптчАмия латппра дренажа и птбпров имлупкгмлт гада. фильтрам оиигтгм имлупымпт гаг» и ручным кранам DN 50 и менее.

8.2.8 На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлах подключения КС и узлах приема и пуска ВТУ следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при номинальном диаметре газопровода до DN1000 и не менее 50 м — при DN1000 и более.

Диаметр продувочной или сбросной свечи не должен превышать 300 мм.

Установку продувочдех свечей запорной арматуры следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.

При прокладке газопроводов паралле/ъно автомобильным дорогам и железным дорогам. ЛЭП и связи запорную арматуру с продувочными свечами допускается располагать на том же расстоянии от дорог и линий, что и газопровод.

При пересечении газопроводом автомобильных и железных дорог. ЛЭП и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.

Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м. от ЛЭП — согласно требованиям правил, утвержденных Минэнерго России [9].

Расстояние от едольтрассоеых В Л-35 (20.10.6) кВ. входящих в состав газопровода, до запорной арматуры и продувочных свечей должно быть не менее полуторократной высоты опоры.

Расстояние от едольтрассоеых автодорог, входящих в состав газопровода, до продувочных свечей должно быть не менее 10 м.

Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

8.2.9 Обвязку линейных крановых узлов и кранов перемычек следует выполнять с устройством линии дополнительного байпаса от DN 50 до DN150 с краном и регулятором. Диаметр дополнительного байпаса определяется проектом. При этом все линии байпасов должны быть подземными.

8.2.10 Технические решения должны предусматривать ограничение негативного влияния на ЭХЗ от коррозии систем заземления электрооборудования и молниезащиты технологического оборудования за счет электрического отделения от газопровода заземляемого электрооборудования (приводов кранов и узлов управления, цепей автоматики) и применения оцинкованных ззэемлителей.

8.2.11 Запорная арматура без систем линейного телемеханического управления должна оснащаться автомата** закрытия крана.

8.2.12 Для управления кранами, оборудованными пнеемогидролриводом (линейными, на врезках газопроводов-отводов, на перемычках), должна быть предусмотрена подземная система резервирования импульсного газа, состоящая из труб с внутренним диаметром не более 150 мм без коллекторов, а также с коллекторами, выполненными из труб с внутренним диаметром не более 150 мм.

Импульсный газ для управления запорной арматурой, если необходимо, должен иметь систему подготовки.

8.2.13 Коидемсатосборники должны выполняться из труб и соединительных деталей заводского изготовления. Категория участка для труб и соединитегъных деталей коиденсатосборникое должна соответствовать участкам категории В.

8.2.14 Коидемсатосборники должны быть подвергнуты предварительному гидравлическому испытанию на давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

8.2.15 Запорная арматура DN 400 и более должка устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

8.3 Узлы пуска и приема внутри трубных устройств

8.3.1 При протяженности газопровода свыше S кмдолжж^ быть предусмотрены узлы пуска и приема ВГГУ. Конструкция данных узлов определяется проектом.

Газопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь газопровода узлов или деталей.

8.3.2 При проектировании узлов раеиолроходмых ответвлений от основного газопровода, а также нераенолроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0.3 диаметра основного газопровода. должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания ВТУ в ответвление.

8.3.3 На участках переходов газопровода через естествемше и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного газопровода, допускается предусматривать самостоятельнее узлы пуска и приема ВТУ. Самостоятельные узлы пуска и приема ВТУ могут также устраиваться на резервных нитках переходов (при одинаковом с магистралью диаметре).

8.3.4 Газопровод и узлы пуска и приема ВТУ должны быть оборудованы сигнальными приборами, контролирующими прохождение очистных и диагностических устройств.

8.3.5 Узлы отметки полости газопровода следует назначать в соответствии с требованиями норм технологического проектирования магистральных газопроводов.

8.3.6 Для повышения уровня безопасности и организации работ, связанных с пропуском ВТУ по магистральным газопроводам, необходимо применять систему автоматизированного управления процессами проведения работ, включающих вытеснение гаэоеозд ушной смеси из полости камер приема, заполнение природным газом, подъем давления, пуск, контроль прохождения и приема ВТУ.

8.4 Требования к допустимым радиусам упругого изгиба и установке компенсаторов

8.4.1 Допустимые радиусы изгиба газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба газопровода из условия прохождения ВТУ должен составлять не менее пяти его диаметров.

8.4.2 В местах примыкания магистральных газопроводов к обвязочным трубопроводам КС. узлам пуска и приема ВТУ. переходам через водные преграды в две нитки и более, перемычкам и узлам подключения газопроводов необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к газопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений газопровода следует предусматривать специальна мероприятия, атом **4сле установку открытых (неэащемленных грунтом) компенсаторов П-образной. Z-образной или другой формы или подземных комлеисаторое-упорое той же конфигурации

9 Подземная прокладка газопроводов

9.1 Общие требования

9.1.1 Заглубление газопроводов до верха трубы следует принимать не менее:

• при DN менее 1000 — 0.8 ir.

-приО/VoT 1000 до 1400— 1.0 м;

• на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению, —1.1 м;

• в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований, — 1.0 м;

• в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин — 0.6 м:

• на пахотных и орошаемых землях — 1.0 м;

• при пересечении ороситель»*** и осушительных (мелиоративных) каналов (от дна канала) —1.1 м.

Примечание — Заглубпемю газопровода с балластом определяется как расстсиыие от поверхности земли до верха балластирующей конструкции (здесь имеются в виду жесткие балластирующие конструкции — металлические, железобетонные).

9.1-2 Заглубление газопроводов, транспортирующих газ при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на общую устойчивость газопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниями раздела 13.

9.1.3 Ширину траншем по низу следует назначать не менее:

• DNnnюс 300 мм — для газопроводов номинальным диаметром до 700 мм;

• 1.5 DN—для газопроводов DN 700 мм и более.

Для газопроводов DN 1200 и DN1400 и при траншеях с откосом свыше 1 Ю.5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины DN ♦ 500 мм.

При балластировке газопроводов железобетонными и чугунными утяжелителями ширьму траншем следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0.2 м. Кроме того, ширина траншеи по дну при балластировке газопровода должна быть не менее 2.2 DN.

9.1.4 На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах допускается уклад ка газопроводов в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотненном и поеорхиостмым эе крепло ином грунте. При лере сомон ни водотоков о теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные сооружения.

9.1.5 Для газопроводов любого диаметра в зависимости от рельефа местности и обеспечения беспре-пятствеююго прохода строительных колонн и транспорта должна предусматриваться предварительная планировка строительной полосы. При планировке строительной полосы по всей ее ширине е районе подвижных барханов независимо от диаметра прокладываемого газопровода последние следует срезать с целью удаления подверженных выдуванию частей барханов до уровня межградоеых понижений, не затрагивая естестве»**) уплотненный грунт, а также для обеспечения беспрепятственного прохода строительных колонн и транспортных средств. После засыпки уложенного газопровода полоса барха»#«ых песте над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси газопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими материалами или спвциагъным растительным покровом.

При проектировании газопроводов DN 700 и более на продольном профиле долж>** быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки газопровода.

9.1.6 При укладке трубопровода в многолетнемерзлых и мерзлых, скальных и полусхальных грунтах, а также а крупнообпомочиых грунтах без наличия мягких заполнителей или их наличии до 30 % дно траншеи должно быть выровнено подсылкой из мягкого грунта толщиной слоя не менее 20 см над выступающими частями основания. В многолетнемерзлых и сезонномерзлых глинистых и песчаных грунтах без наличия каменистых включений подсыпка дна траншеи должна выполняться толщиной не менее 10 см. присыпка — толщиной не менее 20 см. Мягкий грунт — сыпучий минеральный грунт с размером твердых фракций в поперечнике до 5 мм.

9.1.7 Способ проектирования подземных газопроводов для районов распространения просадочных грунтов зависит от типа их просадочмости. Грунтовые условия площадок, сложен»*** просадочными грунтам.

в зависимости от возможности проявления просадки грунтов от собственного веса подразделяются на два типа:

1) I тип — грунтовые условия, в которых возможна в основном просадка грунтов от внешней нагрузки, а просадка грунтов от собственного веса отсутствует или не превышает 5 см;

2) II тип — грунтовые условия, в которых помимо просадки грунтов от внешней нагрузки возможна их просадка от собственного веса и размер ее превышает 5 см.

Для грунтов I типа просадочности проектирование газопроводов ведется как для условий и ел роса -дочиых грунтов. Для грунтов II типа необходимо следовать общему подходу к учету их просадочности е соответствии со сводом правил, утвержденным Минрегионом России [11].

9.1.8 При подземной и наземной (в насыпи) прокладках газопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными газопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений — перемычки. предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдоль газопровода.

При прокладке газопроводов по направлению уклона местности свыше 20 % следует предусматривать устройство протиеозроэионных экранов и переьычек как из естественного грунта (например, глинистого). так и из искусственных материалов.

9.1.9 При невозможности избежать возникновения просадки основания под газопроводами при расчете газопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба и сдвига, вызванные просадкой основания.

9.1.10 При прокладке газопроводов в земляных насыпях на пересечениях через балки, овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропускных сооружений (потное, труб и т. п.). Поперечное сечение водопропускных сооружений следует определять по максимальному расходу воды повторяемостью один раз е 50 лет.

При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию газопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

9.1.11 На трассе газопроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

9.1.12 Укреплен ив склонов, переходов, откосов следует предусматривать с применением геотекст ильных материалов.

9.1.13 При прокладке подземных газопроводов диаметром 1000 мм и более в грунтах с низкой защемляющей способностью в проекте должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечению устойчивости газопровода.

9.2 Прокладка в горной местности

9.2.1 При проектировании газопроводов в горной местности следует выделить по траосе газопровода особо опасные зоны прокладки. К особо опасным зонам прокладки в горных условиях следует отнести следующие участки газопровода:

• пересечения горных хребтов:

– участки на косогорах:

– оползневые зоны:

• зоны с селевыми потоками, камнепадами, сходами лавин, обвалами и осыпями.

• участки прокладки газопровода в стесненных условиях:

– участки с повышенной сейсмической опасностью.

9.22 В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом местности следует предусматривать прокладку газопровода в долинах рек вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков. В крайних случаях прокладка газопроводов при пересечении горных хребтов выполняется на полках по серпантину.

9.2.3 При проектировании газопроводов, укладка которых должна производиться на косогорах с поперечным уклоном от 8^е до 11^е. необходимо предусматривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы (лоти). Устройство полки в этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки насыпи непосредственно на косогоре.

9.2.4 При поперечном уклоне косогора от 12^е до 18^е необходимо предусматривать с учетом свойств грунта уступы для предотвращения сползания грунта по косогору. На косогорах с поперечным уклоном свыше 18* полки предусматриваются только за счет срезки грунта.

Во всех случаях насыпной грунт должен быть использован для устройства проезда на период производства СМР и последующей эксплуатации газопровода при соблюдении следующего условия

(9.1)

/да, 5

где а, — угол наклона косогора, град;

Ф^з — угол внутреннего трения грунта насыпи, град;

п_г — коэффициент запаса устойчивости насыпи против сползания, принимаемый равным 1.4.

Для газопроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном свыше 35*. следует предусматривать устройство подпорных стен.

9.2.5 Траншея для укладки газопровода должна предусматриваться в материковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии, обеспечивающем нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностных вод у подошвы откоса, как правило, следует предусматривать юовет с продольным уклоном не менее 0.2 %. В этом случае полке откоса придается уклон 2 % в обе стороны от оси траншеи. При отсутствии юовета полка должна иметь уклон не менее 2 % в сторону откоса.

Ширина попей должна назначаться из условия производства работ, возможности устройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны газопровода, а также с учетом местных условий.

9.2.6 При прокладке в горной местности двух и более параллельных ниток газопроводов следует предусматривать раздельные полки или укладку ниток на одной попсе. Расстояние между осями газопроводов. укладываемых по полкам, определяется проектом по согласованию с соответствующими органами государственного надзора.

9.2.7 При проектировании газопроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать срезку грунта на ширине от 8 до 12 м с обеспечением уклона 2 % в одну или в обе стороны.

При прокладке вдоль газопроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.

9.2.8 Проектные решения по прокладке в оползневых районах должны приниматься из условия исключения возможного нарушения природных условий. При этом необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:

– при малой толщине сползающего слоя грунта следует предусматривать подземную прокладку с заглублением газопровода ниже плоскости скопьже**я,

• использовать способ наземной прокладки газопровода в обваловании.

– возможно применение способа наземной прокладки газопровода по поверхности на свайных опорах. заглубленных в грунт ниже поверхности скольжения оползня;

– оползневые зоны значительной протяженности следует обходить выше ооолэнееого склона.

9.2.9 Наземную (в насыпи) прокладку следует выполнять совместно с обязательны** мероприятиями по отводу стока поверхностных вод. понижению уровня подземных вод. устройству удерживающих сооружений. При этом допускается только минимальная планировка поверхности оползневого склона.

9.2.10 Для защиты газопровода от оползней могут применяться следующие защитные конструкции и сооружения:

– удерживающие сооружения.

• дамбы;

• дренажные и водоотводные сооружения;

– конструкции для повышения гибкости газопровода (компенсаторы-упоры).

9.2.11 При проектировании газопровода в зонах возможных селевых потоков необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:

– избегать зоны селевых лотовое.

– трассу газопровода в местах пересечения селевых потоков следует выбирать вне зоны динамического удара потока:

– при пересечении селей следует применять, как правило, надземную прокладку:

– при подземной прокладке через зону селевого потока или конуса выноса газопровод должен быть проложен на 0.5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла по уровню воды 5 % обеспеченности.

9.2.12 Для защиты газопровода от селевых потоков следует применять защитные сооружения. Для защиты газопровода от селевых потоков могут применяться следующие защитные и направляющие сооружения:

• подпорные стенки;

-дамбы;

– дренажные и водоотводные сооружения.

• направляющие дамбы.

9.2.13 В зонах возможных камнепадов необходимо обеспечить надежное заглубление газопровода — не менее 1 м над верхней образующей газопровода. При необходимости дополнительном защиты рекомендуется прокладка газопровода в кожухе или защита его железобетонными плитами.

9.2.14 В зонах возможного схода лавин, обвалов и осыпей необходимо.

– исключить надземный способ прокладки газопровода:

• обеспечить надежное заглубление газопровода (не менее 1 м над верхней образующей газопровода).

9.2.15 При необходимости защиты газопровода от схода лавин следует предусматривать специальные сооружения для отвода лавин: направляющие дамбы, лавипорезы.

9.2.16 В особо стесиежых районах горной местности допускается предусматривать прокладку газопроводов в спвциагъно построенных тоннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна быть обоснована в проекте.

Вентиляция тоннелей должна предусматриваться естественной. Искусственная вентиляция допускаетея только при специальном обосновании в проекте.

9.2.17 Требования к прокладке газопроводов на участках с повышенной сейсмической опасностью изложены е 9.4.

9.3 Прокладка на подрабатываемых территориях

9.3.1 Проектирование газопроводов, предназначенных для строительства на территориях где проводится или планируется проведение горных выработок, следует осуществлять в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Воздействие деформации земной поверхности на газопроводы должно учитываться при расчете газопроводов на прочность в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 13.

9.3.2 Строительство газопроводов допускается осуществлять в любых горно-геологических условиях. имеющих место на подрабатываемых территориях.

Трасса газопроводов на подрабатываемых территориях должна быть увязана с планами производства горных работ и предусматриваться преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также по территориям, подработка которых намечается на более позднее время.

9.3.3 Пересечение шахтных полей газопроводами следует предусматривать:

– на пологопадающих пластах — в крест простирания:

– на крутопадающих пластах — по простиранию пласта.

9.3.4 Конструктивные мероприятия по защите подземных газопроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатам расчета газопроводов на прочность и осуществляться путем увольнения деформатиеной способности газопроводов в продольном направлении за счет применения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемлежя грунтом. Расстояния между компенсаторами устанавливаются расчетом в соответствии с указаниями раздела 13.

9.3.5 Подземные газопроводы, пересекающие растянутую зону мульды сдвижения, должны проектироваться как участки категории С.

9.3.6 Надземную прокладку газопроводов с учетом требований раздела 11 следует предусматривать. если по данным расчета напряжения е подземных газопроводах не удовлетворяют требованиям раздела 9. а увеличение деформатиености газопроводов путем устройства подземных юомпемсаторое связано со значительными затратами.

Надземную прокладку следует предусматривать также на участках трассы, где по данным горногеологического обоснования возможно образование на земной поверхности провалов, на переходах через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, проложенные в выемках.

9.3.7 На газопроводах на участках пересечения их с местами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, следует предусматривать установку компенсаторов независимо от срока проведения горных работ.

9.4 Прокладка в сейсмических районах

9.4.1 Проектирование ЛЧ газопроводов и ответвлений от них в районах с сейсмичностью свыше шести баллов для надземных и свыше восьми баллов для подземных газопроводов по шкале MSK-64 [12) необходимо производить с учетом сейсмических воздействий. Не допускается прокладка газопроводов в зонах с сейсмичностью свыше девяти баллов по шкале MS К-64 [12).

9.4.2 При выборе трассы в сейсмических районах необходимо избегать косогорных участков, участков с неустойчивыми и лросадочмыми грунтами, а также территорий горных выработок. Прокладка газопроводов в этих условиях может быть осуществлена в случае особой необходимости при соответствующем обосновании в проекте и согласовании с надзорными органами. При этом в проекте должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, обеспечиваощие надежность газопровода.

9.4.3 Сейсмостойкость газопроводов должна обеспечиваться:

• выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства:

• применением рациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий.

• дополнительным запасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивости газопроводов.

9.4.4 Не допускается жесткое крепление газопроводов к стенам зданий и сооружений и оборудование. В случае необходимости таких соединений следует предусматривать устройство криео/ынейжде вставок или компенсирующих устройств, размеры и компенсационная способность которых должны устанавливаться расчетом.

Ввод газопровода в здания (в КС. ГРС и т. д.) следует осуществлять через проем, размеры которого должны превышать диаметр газопровода не менее чем на 200 мм.

9.4.5 При пересечении газопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования газопровода.

При подземной прокладке газопровода на таких участках рекомендуется устройство траншеи с пологими откосами и засыпка газопровода крупнозернистым песком, торфом и т. д.

На границах участков с различными грунтовыми условиями (пучинистостъ. просадочностъ и т. п.). а также различной сейсмичностью рекомендуется устраивать компенсаторы, позволяющие оызить продольные малряже***я е трубопроводе, вызванные различны** деформациями грунтов.

9.4.6 При подземной прокладке газопровода грунтовое основание газопровода должно быть

уплотнено.

9.4.7 Конструкции опор надземных газопроводов должны обеспечивать возможность перемещений газопроводов, возникающих во время землетрясения, и исключать возможность сброса трубопровода сопор.

9.4.8 Для гашения колебаний надземных газопроводов, если необходимо, следует предусмотреть в каждом пролете установку демпферов, которые не препятствовали бы перемещениям газопровода при изменении температуры трубы и давления транспортируемого продукта.

9.4.9 Для участков прокладки газопроводов в сейсмических районах кроме обычных расчетов на прочность и устойчивость на стадии НУЭ должна быть выполнена проверка е соответствии с требованиями

13.10 для удовлетворения условиям сейсмостойкости.

9.4.10 Пересечение газопроводом зон активных тектонических разломов допускается под углом, близким к 90^е. При этом следует применять, как правило, надземный способ прокладки. Также возможно применение подземной прокладки. При этом необходимо соблюдать определенную (трапецеидальную) форму траншеи с пологими откосами (не менее 1 :2). а также применять подсыпку и засыпку толщиной не менее 0.3 м крупнозернистым песком, торфом ит. д. Длина участка пересечения газопроводом активного тектонического разлома принимается равной ширине разлома плюс 100 м в каждую сторону от границ разлома.

9.4.11 На границах пересечений газопроводом зон активных тектонических разломов возможно применение конструкций для повышения гибкости газопровода (устройство ком пенса торое-упорое).

9.4.12 Должна быть выполнена оценка ИДС участков газопровода на пересечениях активах тектонических разломов с учетом возможных смешений грунта.

9.4.13 Прокладку газопровода на участках, сложенных грунтами, подверженными разжижению при сейсмических воздействиях, следует выполнить надземным способом.

9.4.14 На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы следует предусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков газопровода.

9.4.15 Для газопроводов свыше DN 1000. а также в районах переходов газопроводов через реки и другие препятствия необходимо предусматривать установку инженерно-сейсмометрических станций для записи колебании трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

9.5 Прокладка в районах распространения многолетнемерзлых грунтов

9.5.1 Проектирование газопроводов, предназначенных для прокладки в районах ММ Г. следует осуществлять в соответствии с требованиями специальных нормативных документов и дополнительными указаниями настоящего стандарта.

9.5-2 Для трассы газопровода должны выбираться наиболее благоприятные в мерзлотном и инженернотеологическом отношении участки по материалам опережающего дежеиерногеокриопогичесного изучения территории.

9.5.3 Выбор трассы для газопровода и площадок для его объектов должен производиться на основе:

– мералотно-икженермо-геопогическмх карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:100 000:

• схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова:

– карт относительной осадки грунтов при оттаивании:

– карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

9.5.4 На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов.

9.5.5 Принцип ислогъэования ММГ в качестве основания газопровода должен приниматься в зависимости от способа прокладки газопровода, режима его эксплуатации, ниже мерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания.

9.5.6 Основным принципом использования ММГ. имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0.1. в качестве основания для газопровода является принцип, согласно которому эти грунты следует использовать, как правило, в мерзлом состоянии, сохраняемом е период строительства и в тече»««е всего периода эксплуатации.

9.5.7 Регулирование теплового взаимодействия газопровода с ММГ и талыми грунтами должно производиться за счет охлаждежя газа в пределах, определяемых теплотехническим расчетом.

9.5.8 Температура транспортируемого продукта при прокладке газопровода на ММГ должна назначаться в зависимости от способа прокладки и физических свойств ММГ (просадочмости, сопротивления сдвигу и др.).

9.5.9 На отдельных участках трассы газопровода допускается:

– оттаивание в процессе эксплуатации малольдистых мм г. если оно не сопровождается карстовыми процессами и лотерей несущей способности газопровода:

• промерзание талых нелучимистых грунтов при транспортировании газа с отрицательной температурой.

9.5.10 На участках просадочных грунтов небольшой протяженности должны предусматриваться мероприятия. снижающие тепловое воздействие газопровода на грунты и обеспечивающие восстановление температуры грунта в зимний период

9.5.11 Глубина прокладки подземного газопровода определяется принятым конструктивным решением. обеспечивающим надежность работы газопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

9.5.12 Высоту прокладки надземного газопровода от поверхности земли необходимо принимать в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия газопровода, но не менее 0,5 м.

Участки надземных газопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещения трубы поперек оси. должны прокладываться выше максимального уровня снегового локроеа не моноо чем на 0.1 м.

9.5.13 При прокладке газопроводов в насыпях должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений.

9.5.14 В сильнозасоленных грунтах следует использовать трубы с заводским изоляционным полимерным покрытием усиленного типа.

9.5.15 На участках с высокольдистыми ММГ возможно применение теплоизоляции газопровода.

9.5.16 В проекте следует предусмотреть установку георешеток и термостабилизацию грунта на склоновых участках в целях повышения их устойчивости и газопровода.

9.5.17 При пересече**и газопроводом участков с подземными льдами и наледями, а также при прокладке газопроводов по сооифпкжиионным и опасным в термоэрозионном отношен** склонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов проектом должны предусматриваться:

– специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов:

• мероприятия по максимальному сохранению растите/ъмого покрова:

– подсыпка грунта и замена пучинистых грунтов на непучинистые;

• дренаж и сток вод:

• выравнивание и уплотнение грунтового валика над газопроводом.

9.5.18 При прокладке газопроводов на ММГ на участках с льдистостъю менее 0.1 допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. На участках с таликами грунты основания рекомендуется использовать в талом состоянии. Допускается многолетнее промораживание талых иелучинис-тых грунтов при прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой.

9.5.19 На участках трассы газопроводов, прокладываемых в пределах урочищ с интенсивным проявлением криогенного пуче**я, необходимо предусматривать проектные решения по предупреждению деформаций основа»** (умежэшение глубины сезонного оттаивания, устройство проткволучинистых подушек и т. п.).

Эроэирующие овраги и промоины, расположенные вблизи трассы газопроводов, должны быть укреплены.

9.5.20 При прокладке газопровода через бугры пучения следует выполнить вдопьтрассоеые разрезы с засыпкой сыпучим грунтом (песком).

8 проекте могут быть рассмотрены иные альтернативные решения:

• прокладка подземных участков газопровода в обход бугров пучения;

– прокладка газопровода надземным способом на протиеопучи»*ых заглубленных сваях в сочетании с теплоизоляцией участков и использованием пространстве»**^ податливых элементов в свайных основаниях.

10 Переходы газопроводов через естественные и искусственные препятствия

10.1 Общие положения

К естественным и искусственным препятствиям относятся реки, ручьи, протоки, озера, пруды, болота. овраги, балки: водохранилища, каналы, железные и автомобиль» «ыо дороги.

10.2 Подводные переходы через водные преграды

10.2.1 Траншейный способ прокладки

10.2.1.1 Тра»*иейньж (открытый) способ прокладки состоит в укладке газопровода в подводные и береговые траншеи, разработанные землеройной техжкой.

10.2.1.2 Подводные переходы газопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, пер-спектие**>1хдноутубитель»*1<х и выпрааительных работ в заданном районе пересечения газопроводом вод ной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

Примечания

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

2 Место перехода согласовывают с соответствующими бассейновыми управления»* речного флота, органами по регугырованию испольэоеагия и охране вод. органа»* охраны рыбных запасов и за»*гтересоозм ными организация»*.

10.2.1.3 Границами подводного перехода газопровода, определяющими длину перехода, являются:

– для многониточных переходов — места установки запорной арматуры в соответствии с 10.2.1.15:

– для однониточных переходов — пересечения оси газопровода с уровнем ГВВ не ниже отметок 10 % обеспеченности и края укладываемого дюкера.

10.2.1.4 Створы переходов через реки следует назначать в соответствии с требованиями 7.1.24—7.1.26.

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

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

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление газопровода принимается не менее 0.5 м. считая от верха забалластированного газопровода до дна водоема.

При глубине подводных переходов, для котором отсутствуют освоенные технические средства разработки трамией. и невозможности переноса створа перехода, что должно быть обосновано проектом, допускается по согласованию с соответствующий* бассейновыми управлениями уменьшать глубину заложе***я газопроводов и укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

10.2.1.6 Ми»*шальные расстояния от оси подводных переходов газопроводов до мостов, пристаней и других аналогичных объектов должны приниматься согласно данным таблицы 3. как и для участков газопроводов подземной прокладки.

10.2.17 При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными газопроводами следует назначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них газопроводов и сохранности газопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м. должны быть:

• не менее 30 м для газопроводов до DN1000 включительно.

– 50 м для газопроводов свыше DN1000.

10-2.1.8 Минимальные рассто*ъ«ия между параллельными газопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует прючимать такими же. как для ЛЧ газопровода.

10.2.1.9 Подводные газопроводы на переходах в границах ГВВ 1 % обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложенными в разделе 13.

Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия газопровода. то следует предусматривать:

• ма русловом уиастке парохода — сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, комструю. ция которых должна обеспечить надежное их крепление к трубопроводу для укладки газопровода способом протаскиеачыя по дну.

• на пойменных участках — одиночные грузы или закрепление газопроводов анкерными устройствами.

10.2.1.10 Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным газопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля данного газопровода.

10.2.1.11 Крутизну откосов подводных траншей при ширине водной преграды более 30 мили глубине более 1.5 м (при среднем рабочем уровне воды) с учетом безопасных условий производства водолазных работ следует принимать согласно данным таблицы 9.

10.2.1.12 Длина подводной траншеи, для которой принимается крутизна откосов согласно данным таблицы 9. равна ширине русла водной преграды плюс длина разрабатываемых урезных участков водной преграды.

10.2.1.13 Профиль трассы газопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба газопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (продельного профиля разьдеа), геологического строения дна и берегов, необходимой балластировки и способа укладки подводного газопровода.

10.2.1.14 Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях.

10.2.1.15 Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах газопроводов, согласно 822 следует размещать на обоих берегах на отметках не ниже отметок ПВВ 10 % обеспеченности и выше отметок ледохода.

На берегах горных рек арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2 % обеспе> ченности.

Таблица 9 — Крутизна откосов подводных траншеи

Наименование и жарастермстика груитоо	Крутизна о г юсов троишой при ггтубиие траншеи, м
во 2.5	2.5 и мше
Пески пылеватые и мелкие	12.5	1:3.0
Пески средней крупности	12.0	1:2.5
Пески неоднородного зернового состава	1:1.8	1:2.3
Пески крупные	1:1.5	1:1.8
Гравийные и галокмкоеые (гравия и гальки более 40 %)	1:1.0	1:1.5
Супеси	1:1 jS	1:2.0
Суглиюси	1:1.0	1:1.5
Глины	1:0.5	1:1.0
Разрыхленный скальный грунт	1 юз	1:1.0
Заторфоваииые грунты и илы	По проекту

10.2.1.16 Наибольшую крутизну откосов обводненных береговых траншей следует принимать согласно данным таблицы 10.

Таблица 10 — Наибольшая крутизна откосов обеодмежых береговых траншей

Наименование и жараатермстмса грунтов	Крутизна отсосов обводненным береговым траншеи при г дубине трыш^еи, м
во 2	боне* 2
Пески мелкие	1:1.5	1:2
Пески средней эер»ысгостм и крупные	1:125	1:1.5
Суглинки	1:0.67	1:125
Гравийные и гале^иковые	1:0.75	1:1
Глины	1:0.5	1:0.75
Предварительно разрыхленный скальный грунт	1:025	1:025

Примечание — Крутизна откосов дана с учетом воздействия грунтовых вод.

10.2.1.17 Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращена стока веды вдоль газопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек, применение грунтовых модулей, устройств для предотвращения размыва грунта и г д.).

Укрепление берегов следует осуществлять отсыпкой щебня по НСМ. наброской камня, применением гибких решетчатых покрытий, железобетонных плит и др.

Укрепление иезатопляемых берегов в местах пересечения подземными газопроводами следует предусматривать до отметки. возвышающейся не менее чем на 0.5 м над расчетным паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 ы — над высотой вкатывания волн на откос.

На затопляемых берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем к откосу, длиной от 1 до 5 и.

Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости от геологических и гидрогеологических условий. Она должна составлять не мо»юе ширины нарушенной береговой полосы при производстве работ.

10.2.1.18 При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград газопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для многомиточмых систем необходимость строительства допо/ыительиой резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

Примечания

1 При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню ГВВ при 10 % обеспеченности и продолжитесь-мости подтопления паэсщкоеыми водами свыше 20 дней, а также при пересечежи горных рек и соответствующем обоснован»** в проекте (например, труднодосгупность для проведения ремонта) резервную »ытку допускается предусматривать при пересечении водных преград ширмюй до 75 м и горных рек.

2 Диаметр резервной ►ветки определяется проектом.

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

10.2.1.19 При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине евькде 20 м из труб DN1000 и более, следует производить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба газопровода. Сечение трубы должно удовлетворять требованиям 13.7.

10.2.1.20 Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом изгибной жесткости труб и обшей устойчивости участка перехода, обеспечивая закрепление перехода против всплытия на береговых неразмыеэемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

10.2.1.21 На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их газопроводами должны предусматриваться знаки «Якоря не бросать» (щиты, окаймленные красной полосой и разделенные красной диагональном полосой: символ — якорь черного цвета) и сигнальные огни (ночью — два постоянных желтых огня, расположенных вертжапьно).

10.2.2 Способ горизонтально-направленного бурения

10.22.1 Способ ГИБ (закрытый способ) состоит в протаскивании газопровода в предварительно пробуренные схаажииы.

10-2-2.2 Строительство переходов газопроводов через водные преграды способом ПН Б рекомендуется осуществлять на стесненных, застроенных участках рек. вблизи действующих переходов трубопроводов. существующих заповедных или закрытых зон. в местах, требующих высокой экологической защиты в процессе строительства перехода. Применение способа ГНБ производится на основе технико-экономического обоснования, вы полняемого проектной организацией.

10.2.2.3 Строительство переходов газопроводов через водные преграды способом ГНБ возможно на реках, имеющих прямолинейный участок русла и приемлемое для данного способа геологическое строение русла и берегов.

10.22.4 Применение способа ГНБ должно основываться на гидрофафичвекой съемке для определения контуров дна реки, измерения контуров дна реки в створе и на расстояниях по 50 м от оси створа вверх и вниз по течению реки, а также на инженерных изысканиях.

10.22.5 Место перехода должно быть согласовано со всеми заинтересованными ведомствами.

1022.6 Инженерно-геологические изыскания должны производиться в объеме, позволяющем установить:

– состав и свойства грунтов в створе перехода.

– проницаемость грунтов русловой части для оценки возможной потери бурового раствора при прокладке:

• коэффициент трения для расчета усилия при протаскивании трубопровода:

– расчетный профиль скважины буредоя:

– необходимое оборудование, скорость прокладки и состав бурового раствора:

• прогнозное развитие русловых деформаций.

1022.7 В процессе геологических изысканий необходимо собгадать следующие условия:

– глубина бурения скважин должна быть не менее чем на 10 м ниже проектируемого загпубпежя газопровода:

• расстояние между вертикальными буровыми схважииами следует принимать равным от 50 до 100 м для переходов длиной менее 200 м и от 100 до 200 м — для переходов большей длины;

• буровые скважины располагаются попеременно справа и слева от оси перехода на расстоянии от 5 до 10 м;

• все пустоты и буровые скважины после изысканий заполняются цементным раствором во юбежаже утечки через них бурового раствора при проходке направляющей скважины ГНБ.

10.2.2.8 Траектория скважины должна определяться условием прохождения в ней протаскиваемого газопровода только за счет упругого изгиба при диаметре скважины, составляющем 120 % от диаметра трубы. Применение кривых искусственного гнутья не допускается.

10.2.2.9 Проектные отметки верха газопровода должны быть не менее чем на 3—5 м ниже предельного уровня деформации русла с 1 % обеспеченностью с учетом оптимальной кривой оси перехода, обеспечивающем маилучшие условия монтажа. При этом угол наклона в местах ехсда и выхода скважины должен быть в пределах от 6* до 20* с учетом гибкости газопровода, а минимальное заглубление должно обеспечивать устойчивость положения незабалластированного пустого трубопровода

10.22.10 Длина скважины для перехода, осуществляемого способом ГНБ. определяется по ее оси между местом входа и выхода, а длина перехода — расстоянием между береговыми кранами.

1022.11 Необходимость прокладки резервном нитки должна определяться из экономических условий с учетом надежности транспортировался продукта и строительства нового перехода. При прокладке двух и более ниток резервную нитку можно не предусматривать, а расстояние между нитками следует принимать не менее 20 м.

10.22.12 Для строительства переходов методом ГНБ необходимо применять трубы с заводским многослойным покрытием, стойким к истиранию и отвечающим требованиям нормативных документов Ленточная изоляция не допускается. Для изоляции монтажных стыков следует применять термоусажмвающиеся армированные манжеты. Толщина манжет должна быть не менее толщины слоя заводской изоляции.

102.3 Подводные переходы через водные преграды также могут быть выполнены методом микротои-нелироеамия с применением специализированных проходческих комплексов.

10.3 Переходы через болота

10.3.1 На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка газопроводов.

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

10.32 При соответствующем обоснованы при подземной прокладке газопроводов через болота (III типа) и озера длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.

10.3.3 Прокладку газопроводов на болотах следует предусматривать, как правило, прямолинейно с минимальным числом поворотов. В местах поворота должны допускаться повороты отводами радиусом 40 DN и 5 DN. а также упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать е соответствии с требованиями, изложенными а разделе 11.

10.3.4 Укладку газопроводов при переходе через болота е зависимости от мощности торфяного слоя и водного режима следует предусматривать непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.

Допускается прокладка газопроводов в насыпях с равномерной передачей нагрузки на поверхность торфа путем устройства выстилки из мелколесья. Выстилка должна покрываться слоем местного или привозного грунта толщиной не менее 25 см. по которому укладывается газопровод.

10.3.5 Размеры насыпи при укладке в ней газопровода диаметром свыше 700 мм с расчетным перепадом положительных температур на данном участке следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий, вызванных изменением температуры металла труб е процессе эксплуатации.

10.3.6 Наименьшие размеры насыпи должны приниматься следующими:

• толщина слоя грунта над газопроводом не менее 0.8 м с учетом уплотнения грунта в результате осадки;

– ширина насыпи поверху равная 1.5 DN. но не менее 1.5 м;

– откосы насыпи в зависимости от свойств грунта, но не менее 1 :1.25.

10.3.7 В случае использования для устройства насыпи торфа со степенью разложения органического вещества менее 30 % необходимо предусмотреть защитную минеральную обсыпку поверх торфа толщиной 20 см.

Насыпь из торфа и минерального грунта для защиты от размыва и выветривания должна быть укреплена. Материалы и способы укрепления насыпи устанавливаются проектом.

10.3.8 При проектировании насыпи должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Дно водопропускных сооружений и прилегающие откосы долж>ы быть укреплены.

Количество и размеры водопропускных сооружений определяются расчетом, с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.

10.3.9 Участки газопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или запиваемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусмотреть специальные конструкции и устройства для балластировки (обетонированные трубы, балластирующие устройства (в том числе с использованием грунта), анкеры и др.).

10.3.10 При закреплении газопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лесса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление амсера. а также е слое грунта, структура которого может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин.

10.4 Подземные переходы газопроводов через автомобильные и железные дороги

10 4.1 Угол пересечения газопровода с железными и категорированными автомобильными дорогами должен быть, как правило. 90*. но не менее 60*. При соответствующем обосновании пересечение с автомобильными дорогами категорий IV—V (в том числе с автодорогами, предназначенными для обслуживания газопроводов) допускается при снижении минимального значения угла до 35*. Прокладка газопровода через тело насыпи не допускается.

Переходы газопроводов через желв&ые и автомобильные дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками при соответствующем обосновании в проекте.

10.4.2 Участки газопроводов на переходах через железные и автомобильные дороги должны прокладываться следующими способами.

• открытым (транше^ым):

– методом продавливаиия;

• методом горизонтального бурения;

– микротоннелирова>мем;

• методом горизонтально-направленного бурежя (ГНБ).

Первые три из указанных способов переходов газопроводов через железные и автомобильные дороги должны выпо/хятъся с устройством защитных футляров (кожухов) из стальных труб

10.4.2.1 При открытом (траншейном) способе защитный футляр укладывается е траншею с временным перекрытием движения с устройством объезда. Рабочая трубная плеть протаскивается через кожух или укладка кожуха может производиться совместно с трубной плетью.

10.4.2.2 При методе продавливаиия разрабатываются рабочий и приемный котлованы на расстоянии не менее 5 м от подошвы насыпи ж/д и автодорог, используется гидродомкратная установка для продавливания футляра и водоотливная установка для понижения грунтовых вод на глубину не менее 0.5 м от низа защитного кожуха.

10.4.2.3 При методе горизонтального бурения разрабатываются рабочий и приемный котлованы на расстоянии не менее 5 м от подошвы насыпи ж/д и автодорог, используется установка горизонтального бурения и водоотливная установка для понижения грунтовых вод на глубину не менее 0.5 м от низа защитного кожуха, устанавливается защитный футляр.

10.42.4 Переход способом мшротоннелироеания выполняется с использованием специализированных проходческих комплексов.

10.42.5 Способ ГНБ состоит в протаскивании трубопровода в предварительно пробуренные скважины (см. 102.2).

10.4.3 Категории участков переходов газопроводов через желез»*»* и автомобильные дороги следует принимать в соответствии с таблицей 1.

10.4.4 Для участков переходов газопроводов, выполняемых с устройством защитных футляров из стальных труб или микрото»««елированием. внутре»#«ий диаметр футляра или то^вля должен определяться из условия производства работ и комструкцде переходов и должен быть больше наружного диаметра газопровода не менее чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

– при прокладке газопровода через железные дороги — с каждой стороны не менее чем на 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений—от крайнего водоотводного сооружения:

– при прокладке газопровода через автомобильные дороги—от бровки земляного полотна — 25 м. но не менее 2 м от подошвы насыпи.

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

10.4.6 На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляров должны иметь герметизирующие устройства из диэлектрического материала. Торцевые полости между футляром и трубопроводом должны быть закрыты концевыми эластичными манжетами, обеспечивающими восприятие осевых и радиальных перемещений, возникающих в трубопроводе от изменения давления и температуры перекачиваемого газа, без иаруше>«<я герметичности в течение гарантийного срока эксплуатации манжеты. Концевые манжеты должны быть защищены от механических повреждений грунтом засылки с помощью защитных конструкций (укрытий защитных).

На одном из концов футляра следует предусматривать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали не менее:

– для железных дорог—от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений – от крайнего водоотводного сооружения — 50 м:

– для автомобильных дорог — от бровки земляного полотна — 25 м. но не менее 2 м от подошвы насыпи.

При наличии на переходе уклона свечу располагают по возможности на более высокой стороне футляра.

При строительстве переходов в футляре с кр*еолиней№м вертикальным профилем предусматривают свечи по обе стороны кожуха.

Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.

10.4.7 Заглубление участков переходов газопроводов.

10 4.7.1 Для переходов, выполняемых с устройством защитных футляров и микротоииелированием:

– для переходов под железными дорогами общей сети — расстояние по вертика/ы от верха защитной трубы (тоннеля) до подошвы рельса принимается не менее 3 м. при этом верх защитной трубы должен располагаться не менее чем на 1 .ъ м ниже дна водоотводного сооружения или подошвы насыпи:

– для переходов под автомобильными дорогами всех категорий — не менее 1.4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного кожуха и не менее 0.4 м от дна юоеета. водоотводной канавы или дренажа.

10.4.7-2 Заглубление при прокладке способом ГНБ должно определяться в зависимости от грунтовых условий, но при этом составлять для железных дорог общей сети и автомобильных дорог всех категорий не менее 3 мот подошвы рельса или от верха покрытия автомобильной дороги до верхней образующей трубопровода и не менее 1.5 м от дна водоотводных сооружений.

10.4.8 Заглубление участков газопровода лсд автомобильными дорогами на территории КС принимается. считая от верха покрытия до верха трубы (или ее футляра), не менее 0.6 м.

10.4.9 Расстояние между параллельными трубопроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке ЛЧ МП

10.4.10 Пересечение газопроводов с ретъсовыьы путяж электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей ив допускается.

10.4.11 Миндальное расстояние по горизонтали в свету от подземного газопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься до:

– стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог — 10 м;

– стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах — 20 м;

• труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах — 30 м.

10.4.12 Положение газопровода в кожухе должно быть зафиксировано по всей длине перехода центрирующими устройствами с диэлектрическим покрытием, обеспечивающими сохранность изоляционного покрытия труб.

10.4.13 Овальность сечения футляра под действием веса грунта и нагрузок от транспорта (см. 13.6) не должна превышать 5 %.

10.4.14 Участки газопровода, прокладываемые на переходах (без устройства футляров) через автомобильные дороги без твердого покрытия, которые не планируются к повышению категорийности на перспективу до 20 пет. а также полевые дороги, должны быть защищены укладкой бетонных плит. Бетонные пгъггы допжж>1 быть уложен:

– по верху автомобильной дороги на длине по 10 м в каждую сторону от оси газопровода.

• над участками газопровода на длине Юме обе стороны от подошвы насыпи или бровки земляного полотна дороги. На этих участках бетонные плиты следует укладывать на глубине 0.5 м над верхней образующей трубы и засыпать грунтом до уровня верха траншеи.

10.5 Пересечения и параллельная прокладка газопроводов с другими трубопроводами и инженерными коммуникациями

10.5.1 Взаимные пересечения проектируемых и действующих трубопроводов допускаются в исключительных случаях при невозможности соблюдения минимальных расстояний от оси газопроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий и сооружений.

10.5-2 При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между никы в свету должно приниматься не менее 350 мм. а пересечение выполняться лсд углом не менее 60^е.

10.5.3 Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация. кабели и др.) должны проектироваться а соответствии с требованиями нормативных документов для проектирования генералы^ планов промышленных предприятий.

10.5.4 Требования к пересечениям газопроводов кабелями связи, прокладываемых способом ГИБ. должны регламентироваться специальными нормативными документами.

10.5.5 В местах пересечений магистральных газопроводов с Л ЭЛ напряжением 110 кВ и выше должна предусматриваться только подземная прокладка газопроводов под углом не менее 60^е и на расстоянии, определяемом в соответствии с 72. При этом газопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения, должны приниматься категории С.

10.5.6 Ширина просеки для прокладки газопроводов параллельно Л ЭП 6.10 кВ при прохождении по территории Государственного лесного фонда принимается как для стесненных участков трассы в соответствии с требованиями нормативных документов для проектирования объектов энергетики.

10.5.7 При параллельной прокладке проектируемых газопроводов с существующими стальными подземными инженерными сооружениями следует учитывать расположение средств ЭХЗ этих трубопроводов и. если необходимо, предусматривать их реконструкцию.

11 Надземная прокладка газопроводов

11.1 Надземная прокладка газопроводов или их отдельных участков допускается в пустъмиых и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения ММГ, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естестее*#*ые и искусственные препятствия с учетом требовании 5.2.

В каждом конкретном случае надземная прокладка газопроводов должна быть обоснована техникоэкономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность газопровода.

11.2 При прокладке газопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого газопровода. В этом случае могут применяться следующие конструкции надземной прокладки:

– балочные однопролетиые;

• балочные многопропетные.

• шпренгельмые:

-вантовые:

• висячие;

• арочные:

– мостовые фермы.

11.3 В отдельных случаях при соответствующем обосновании в проекте допускается предусматривать для прокладки газопроводов специальные мостовые конструкции (в виде балок и ферм).

11.4 Надземные переходы газопроводов могут проектироваться, как правило, с компенсацией продольных деформаций. Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных деформаций. Возможность прокладки без компенсации продольных деформаций, а также размеры необходимых компенсационных участков определяются по результатам расчетов на прочность и устойчивость в соответствии с требованиями раздела 13.

11.5 Величины пролетов надземного газопровода следует назначать в зависимости от пржятои схемы и конструкции прокладки в соответствие! с требованиями раздела 13.

11.6 При всех способах компенсации продольных деформаций газопроводов следует применять отводы. допускающие проход BTY

11.7 В местах установки арматуры на газопроводе необходимо предусмотреть стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть негорючими и иметь конструкцию, соответствующую требованиям ГОСТ 23120.

На начальном и коневом участках перехода газопровода от подземной к надзеиной прокладке необходимо предусмотреть постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2.2 м.

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

8 балочных системах газопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода газопровода из слабосаязанных грунтов следует предусмотреть мероприятия по обеспечению проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и ДР-).

11.9 Опоры балочных систем газопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных газопроводов злектроизоляцию трубопровода от опор следует предусмотреть при налимы на трубопроводе потеыдиала ЭХЗ.

11.10 Высоту от уровня земли до низа трубопровода (или поверхности его изоляции), прокладываемого на низких опорах на свободной территории вне проезда транспортных средств и прохода людей, следует принимать не менее 0.5 м.

Высоту от уровня земли до низа трубопровода (или поверхности его изолодии), прокладываемого на высоких опорах, следует принимать:

• в местах прохода людей — 22 м;

• в местах пересечения с автодорогами (от верха покрытия проезжей части)-ьм:

• в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и путями общей сети — в соответствии с ГОСТ 9238.

Высота прокладки газопроводов над землей на участках, где предусматривается использование ММГ в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения естественного состояния грунтов под опорами и газопроводом.

При проектировании газопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до газопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

11.11 При прокладке газопроводов через препятствия, в том числе овраги и балки, расстояние от низа трубы и гы пролетного строения следует принимать при пересечении:

– оврагов и балок — не менее 0.5 м до уровня веды при 5 % обеспеченности;

– несудоходных, нееллаеных рек. где возможен ледоход, и больших оерагое — не менее 0.2 м до уровня воды при 1 % обеспеченности и от иаивысшего горизонта ледохода:

– судоходных и сплавных рек — не менее величины. установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплааных реках заломов или карчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м иод ГВВ (по году 1 % обеспеченности).

11.12 При прокладке газопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до голоеки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита «С» по ПОСТ 9238.

Расстояние а плане от крайней опоры надземного газопровода должно быть не менее:

11.13 Газопроводы надземной прокладки должны быть обеспечены защитным покрытием от атмосферной коррозии материалами, разрешенными к применению.

12 Нагрузки и воздействия

12.1 Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями свода правил, утвержденного Мимрегионом России [13].

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении. испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке следует принимать согласно данным таблицы 11.

12.2 Принятый в настоящем стандарте термин «рабочее давление» (см. 3.37) соответствует ГОСТ 14249.

При расчете элементов МГ на прочность рабочее давление р. МПа. применяется в сочетании с коэффициентом надежности по нагрузке (внутреннему давлению) в виде произведения Р-

Значение коэффициента надежности по нагрузке (внутреннему давлению) допускается принимать менее значения, указанного в таблице 11. при соответствующем обоснованны в зависимости от системы регулирования внутреннего даале*ыя

12.3 Нормативные весовые нагрузки определяются с учетом веса труб, транспортируемого продукта, противокоррозионного, теплоизоляционного и утяжеляющего покрытий, а также веса грунта засыпки.

Погонные весовые нагрузки q. МН/м. определяют по следующим формулам для:

– собственного веса трубы

(12.1)

(12.2)

(12.3)

<12.4)

(12.5)

(12.6) (12.7)

<12.8)

<12.9)

= 7,8510¹Ад:

– веса изоляционного (противокоррозионного) покрытия

О*. Ю-* (*£. -D^J) у_ш 9.

D_ut-D* 2(*,:

– веса теплоизоляционного слоя

Я,* Ю * (D.% -ОЦ _Ър, д.

– D * 2-С,, ♦ 2 • ;

• веса перекачиваемого газа по формуле

А = О – 2 t„„.

для природного газа допускается вычислять погонный вес по приближенной формуле

= Ю² р О,¹:

• веса заполняющего трубопровод конденсата (при возможном его образовании)

* иг

Яссла ^я ^ ‘ У села * Я ^ *

о;

• выталкивающей силы воды для полностью погруженного в воду газопровода при отсутствии течения воды

Q. « Ю-* • у. • А • ■Ц&-. (12.10)

где А —

Я — О —

О*, –

Ти* —

U –

*1 р

O. р –

Г.*. –

P. —

R, -Z —

Г* –

о. –

Кюл» ““

Yco/xf ”*

О* -т* —

площадь поперечного сечения трубы (стали), м²; ускорение свободного падения, м/с², диаметр трубопровода наружный, м:

диаметр трубопровода с учетом слоя изоляционного (противокоррозионного) покрытия, м: плотность изоляционного покрытия, кг/м³; толщина слоя изоляционного пофытия. м: толщина слоя теплоизоляции, м:

диаметр трубопровода с учетом слоев изоляционного покрытия и теплоизоляции, м:

плотность теплоизоляционного материала, кг/м³:

абсолютное давление газа в газопроводе. МПа:

газовая постоянная. Дж/(кг К):

коэффициент сжимаемости газа:

температура (абсолютная) газа. К;

внутренний диаметр трубопровода, м;

толщина стенки трубы, номинальная, м;

плотность конденсата, кг/м³:

наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м; плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м³.

Таблица 11 — Нагрузки и воздействия на магистральные газопроводы

Характер нагрузок и воздействий	Нагрузи и воздействие	Способ проследим трубопровода	Коэффициент надежности по нагрузке у,
подземный, наземный (в насыпи)	надземный
Постогыные	Масса (собственный вес) трубопровода и iX/устрийыь	♦	♦	1.10 (0.95)
Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)	♦	♦	1.00 (0.90)
Давление (вес) грунта	♦	–	1.20 (0.80)
Гидростатическое давление воды	♦	–	1.00
Временные длите/ъ>иые	Внутреннее давление	♦	♦	1.10
Маоса продукта или воды	♦	♦	1.00 (0.95)
Темпера турмеме воздействия	♦	♦	1.00
Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся иэмене*м-ем его структуры	♦	♦	1.50
Кратко временные	Снеговая нагрузка	–	♦	1.40
Ветровая нагрузка	–	♦	1.20
Гололедная нагрузка	–	♦	1.30

Окончание таблицы 11

Характер нагрузок я воздействий		Способ проел а дли трубопровода	Коэффициент надежности по нагрузке у.
подземный, наземный <е насыпи)	надземный
Кратко временные	Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта	♦	–	1.20
Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств	♦	♦	1.20
Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов	♦	♦	1.00
Воздействие селевых потоков и оползней	♦	♦	1.00
Особые	Воздействие деформаций зе«*юй поверхности в районах горных выработок и карстовых районах	♦	♦	1.00
Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например. деформация просадоиеде грунтов при замачивая** или веиюмерзгых грунтов при оттаивай*)		♦	1.00
Воздействия, вызываемые развитием оо-лифлюсционных и термокарстоеых процессов	♦	–	1.05

Примечания

1 Знак «+» означает, что нагрузки и воздействия учитывжттся. знак «-» — не учитывается.

2 Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при

ресчото газопроводов на обцую усгомгавость и устой-мвость попоакения. о также в других случаях, когда умвгв-шение нагрузки ухудшает условия работы конструкц»*.

3 Плотность воды следует пр—«имать с учетом засоленности и нагм«*я в ней взвешенных частиц.

4 Когда по условиям испыта»*я. ремонта или эксплуатации в газопроводах возможно полное или частичное заполнение внутротчой полости водой иг* конденсатом. необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.

Примечание — Гфм проектировании трубопроводов на участках переходов, слаженных грунта**, которые могут перейти в жидко пластическое состоя» ею. при определении выталкивающей си/ы следует вместо плотности воды при*мать плотность разжиженного грунта, определяемую по да^ввим изысканий.

12.4 Нормативную погонную ветровую нагрузку на одиночный надземный газопровод МН/м. вычисляют как горизонтальную нагрузку от статического действия ветра по формуле

= (<*,♦<?*) Ос,- (12.11)

где q_t — нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки. МН/м². определяемое согласно своду правил, утвержденному Мин регионом России [13): q_a — нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки. МН/м², определяемое согласно сведу правил, утвержденному Минрегионом России [13). для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью:

D_{l p} — диаметр газопровода с учетом слоев изоляционного покрытия и теплоизоляции, м. определяемый по формуле (12.5).

12.5 Нормативную погонную вертикальную нагрузку на надземный газопровод от веса снега или обледенения q_t,. МН/м, вычисляют по формуле

Я.,-“** {<?.:«}• (12.12)

где Q,— погонная нагрузка от снега. МН/м:

0, — погонная нагрузка от обледенения. МН/м.

Нагрузку от снега q_lt МН/м, вычисляют по формуле

(12.13)

где С* — коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода, который принимается равным 0.4 для одиночно прокладываемого трубопровода;

Sq — нормативное значение распределенного веса снегового покрова. МН/м². принимаемое согласно своду правил, утвержденному Миирегиоиом России [13].

Нагрузку от возможного обледенения газопровода q_r МН/м. вычисляют по формуле

q .= 1.7 10~²ЬО,_р. (12.14)

где 0 — толщина слоя гололеда, м. принимаемая согласно своду правил, утвержденному М%*«регионом России [13].

12.6 Температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода (свариваются эахлес-ты. привариваются компенсаторы, производится засыпка газопровода и т. п.. т. е. когда фиксируется положение статически неопределимой системы). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков различных категорий.

12.7 Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации газопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого газа, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия газопровода с окружающей средой.

Принятые в расчете максимальная и минимальная температуры, при которых фиксируется расчетная схема газопровода, максимально и минимально допустимая температура газа на выходе из КС. долж>ы указываться в проекте.

12.8 При рэоюто газопровода на про’ъюсть и устойчивость и выборо типа изоляции следует учить»

вать температуру газа, поступающего в газопровод, и ее изменение по длине газопровода в процессе транспортирования газа.

12.9 Напряжения от упругого изгиба следует учитывать при проверке прочности газопровода.

12.10 Для надземных газопроводов, подвергающихся пропуску ВТУ, следует дополнительно производить расчет на динамические воздействия от ВТУ.

12.11 Обвязочные трубопроводы КС следует дополнительно рассчитывать на динамические нагрузки от пульсации давления.

12.12 Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, оползнями, перемещением опор и т. д.. должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации газопровода.

12.13 Для газопроводов, прокладываемых в сейсмичеосих районах, расчетная интенсивность возможных землетрясений для различных участков газопроводов определяется согласно своду правил, утвержденному Миирегиоиом России [14], по картам сейсмического районирования и списку населенных пунктов, расположенных в сейсмических районах, с учетом данных сейсмоммсрорайонирования.

12.14 При проведении оейсмююского микрорайонирования необходимо уточнить данные о тектомюсе района вдоль всего опасного участка трассы в коридоре, границы которого отстоят от газопровода не менее чем на 15 км.

12.15 Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных газопроводов назначается согласно своду правил, утвержденному Миирегиоиом России [14].

Расчетную сейсми^юсть для подземных газопроводов и параметры сейсмичеосих колебаний грунта назначают без учета заглубления газопровода как для сооружений, расположенных на поверхности земли.

13 Расчет газопроводов на прочность и устойчивость

13.1 Нормативные и расчетные сопротивления материала труб и соединительных деталей

13.1.1 При определении напряжений и в расчетах газопровода на прочность и устойчивость необходимо принимать следующие значешя физических характеристик материала труб и соединительных деталей (в упругой области работы материала труб):

– модуль упругости равным 206000 МПа:

– коэффициент Пуассона \кс равным 0.3:

• коэффициент л инекыого расширения а равным 1.2 -10’*(*C)~^t.

13.12 При анализе ИДС газопровода в процессе его укладки и эксплуатации следует учитывать упругопластические свойства материала труб. В этом случае модуль деформации и коэффициент поперечной деформации следует определять в соответствии с диаграммой деформирования материала труб, в зависимости от уровня эквивалентных напряжений (интенсивности напряжений).

13.1.3 Значения нормативных сопротивлений материала труб и сварных соединений — нормативного предела текучести и нормативного предела прочности (временного сопротивления)—стали следует принимать по указанным в проекте стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали.

13.1.4 При определении расчетных сопротивлений в настоящем стандарте исло/ъэуется система коэффициентов надежности согласно ГОСТ Р 54257.

13.1.5 Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) по прочности R, и по текучести R_f следует определять по формулам:

(13.1)

_ У* Ут* У*

Т а

У~у

‘г’

(13-2)

где у„ — коэффициент условий работы трубопровода;

— коэффициент надежности по материалу труб при расчете по прочности:

У*, — коэффициент надежности по материалу труб при расчете по текучести: у„ — коэффициент надежности по ответстве^юстм газопровода:

а_и — нормативное сопротивление материала труб и сварных соединений — нормативный предел прочности (временное сопротивление). МПа:

а_у — нормативное сопротивление материала труб и сваоных соединений — нооматиеный предел текучести. МПа:

13.1.6 коэффициент надежности по ответственности газопровода у_л следует принимать равным 1.10.

13.1.7 Коэффициент надежности по материалу труб при расчете по прочности у** следует принимать в зависимости от характеристик труб согласно данным таблицы 12.

Таблица 12 — Значения коэффициенте надежности по материалу труб

N» Г* 0/1»

Характер вег я «а труб

Значение

^тш

Сварные трубы из стали контролируемой прокатки и термичеоти упрочненных труб, изготовленных двухстороннем электрсдугоеой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву. с мжусовы* допуском по тогадине стенки не более 5 % и подвергнутых контролю в объеме 100 % на сплошность основного металла и сварных ооединемкй иераэрушаюиаиы методами

1.34

Сварные трубы из иорма/мзоеаьыой. тершчеоси упрочненной стали и стэ-гы контротсруемой прокатки, изготовленные двухсторонней электродугоеой сваркой под флюсом и подвергнутые контролю в объеме 100 % не сплооыость основного металла и сварных соединений неразрушаюшими методами. Для труб бесшооых. подвергнутых контролю в объеме 100% на сплошность металла не разрушающим и методами

1.40

Окончание таблицы 12

N9 N»

п/п

Характеристика труб

Змамение Т тч

Сварные трубы. кэготовлегеые двухстороннем электроду го вой сваркой под фдосом и подвергнутые контролю е объеме 100 % сварных соединений ме-раэрушаюшими методами. Для сварных труб. кэготовле»«4ых электро контактной сваркой токаем высокой частоты, сеарные соедииедея которых терм»*юо-ки обработаны и подвергнуты контролю в объеме 100 % иеразрушаюшими методами

1.47

Прочие бесшовные и сварные грубы

1.55

13.1.8 Коэффициент надежности по материалу труб при расчете по текучести у*, следует принимать равным 1.15.

13.1.9Значения коэффициента условий работы трубопроводах» следует принимать в зависимости от категории участка согласно данным таблицы 13.

Таблица 13 — Значения коэффициента условий работы трубопровода

Категория участи газопровода	Коэффициент у слов и А работы трубопровода
Н	0.921
С	0.767
в	0.637

13.2 Определение толщины стенки труб и соединительных деталей

13.2.1 Расчетная толщина стенки трубы МГ ^ определяется как большее из двух значений, каждое из которых зависит от нормативных значений, соответственно, предела прочности (временного согфотиепе-ния) 1_и, мм. и предела текучести мм. материала труб

«в = max {/„: f,). (13.3)

Толщина станки. ппредАпаймаа по пределу прпнмоггги. t_u. мм аммиг.поатго по формуле

(13.4)

(13.5)

2 Й_и

а толщина стенки, определяемая по пределу текучести. t_v, мм. вычисляется по формуле

‘ 2 R_v

где р — рабочее давление. МПа:

у_;р — коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению):

О — наружный диаметр трубы, мм:

R_u — расчетное оопротивле+ые материала труб по прочности. МПа.

R_y — расчетное сопротивление материала труб по текучести. МПа.

13-2.2 Расчетное значение толщины стенки трубы округляется е 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 номинального диаметра трубы, но не мемее 3 мм для труб до DN 200 включительно и не менее 4 мм для труб свыше DN 200.

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.

13.2.3 Кроме того, расчетная толщина стенки трубы должна удовлетворять требованиям раздела 14 в части назначения уровней испытательного давления в верхней и нижней точках испытываемого участка газопровода.

13.2.4 Увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетным значением из-за конструктивной схемы прокладки с целью защиты от коррозии и т. л. должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

13.2.5 Расчетную толщину стенки соединительных деталей 7^ мм. следует определять для:

а) тройникоеых соединений — по:

1) приложению А — для штампованных и штампосварных тройников (ТШС):

2) приложению Б — для сварных тройников без усиливающих элементов (ТС);

б) 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 я — коэффициент несущей способности соедижтельной детали:

t_d — расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр и материал соединительной детали. мм.

Расчетную то/жцину стенки отводов холод погнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или злектросварных 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.

13.2.6 Значения коэффициента несущей способности п следует принимать равным:

• для отводов —согласно данным таблицы 14 в зависимости от кривизны отвода;

– для заглушек, переходных колец и для конических переходов с углом наклона образующей менее 12*: т\ = 1.

Таблица 14 — Значекмя коэффициента несущей способности отводов

Oi ношение радиуса сривиэим отвода с его номинальному диаметру	Коэффициент несущей способности огеооа /\|
1.0	1.30
1.5	1.15
2.0 и более	1.00

13.2.7 Толщина стенки соединительной детали, кроме отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или злектросварных 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 злектросварных труб в заводских условиях и/ы на трассе строительства газопровода, принимается равной номинальной толщине прямых труб, из которых изготовлены данные отводы. Мжимапьная толщина стенки отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных и злектросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, должна быть в пределах минусового допуска на трубы, из которых они изготовлены.

Номинальная толщина стенки соединительной детали должна быть не менее 4 мм.

13.2.8 Толщина кромки под сварку соединительной детали должна удовлетворять условиям 13.2.1. в которых используются присоединяемый диаметр и нормативные свойства материала детали.

13.3 Проверка условий прочности

13.3.1 Расчет газопровода на прочность предполагает выполнение проверок:

* кольцевых напряжений;

* продольных напряжений;

* эквивалентных напряжений.

13.3_2 Поверочный расчет газопровода на прорость 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 нгы пространственные, простые или разветвленные стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия газопровода с опорными устройствами и окружающей средой (при укладке непос-редстве*#ю в грунт). При этом коэффициенты повышения гибкости отводов и тройникоеых соединений определяются согласно 13.4.

Примечание — В расчетной схеме газопровода ВЭИ рассматривают как неравмолрочкые элементы.

13.3.6 Арматуру, расположенную на трубопроводе (краны, обратные клапаны и т. д.), слодует рассматривать в расчетной схеме как твердое недеформируемое тело.

13.3.7 Условие прочности для кольцевых напряжений выполняется, если кольцевое напряжение о*. МПа. вычисляемое по формуле

(13.7)

Yfc р О

Г7Г-

где о* — кольцевое напряжение от внутреннего давления; р — рабочее давление. МПа; у_;р— коэффициент надежности по нагрузке;

О — наружный диаметр трубы, мм; t_n — толщина стенки трубы номинальная, мм. удовлетворяет условию:

< min {R^ R,). (13 Я)

где — расчетное сопротивление растяжению (сжатию) по прочности. МПа:

R_f — расчетное сопротивление растяжению (сжатию) по текучести. МПа.

13.3.8 Проверку условий прочности для продольных и эквивалентных напряжений следует выполнять по формулам:

если а, £ О: (13.9)

о_в„ й Ъ • а_г если а, < 0, (13.10)

где о. — продольное иалряжеже. МПа:

— эквивалентное напряжение по теории Мизеса. МПа; о, — нормативный предел текучести материала труб. МПа;

f,. — расчетные коэффициенты соответствен#*) для продольной и эквивалентных напряжений, при

нимаемые в зависимости от стадии «жкэ»*» газопровода в соответствии с данями таблицы 15.

Таблица 15 — Змаченмя расчетной коэффициентов для проверки продольных и эквивалентных напряжены

коэффициент		Гидростатические	Эксплуатация
г,	0.70	0.80	0.60
	0.96	1.00	0.90

13.3.9 Эквивалентное напряжение, соответствующее теории Миэеса о*,. МПа. следует вьнислять по формуле

‘Ъ ♦«*?. (13.11)

где о_л — кольцевое напряжение от внутреннего давления. МПа. определяемое по формуле (13.7); а, — продольное напряжение. МПа.

Соответствующая эквивалентному напряжению (13.11) эквивалентная деформация вычисляется по формуле

1 – 2 Мо

–з £₀ * ° = (13.12)

где £ — деформация, определяемая по диаграмме «напряжения – деформации» при одноосном растяжении в зависимости от величины напряжения;

о — напряжение при одноосном растяжении, равное по величине эквивалентному напряжению. МПа;

Ро — коэффициент Пуассона материала труб:

Е₀ — модуль упругости материала труб. МПа.

13.3.10 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 грунтом. Для надземных газопроводов продольные напряжения следует определять по правилам строительной механики стержневых стапгюски неопределимых систем с дополни тельным учетом напряжений, вызванных действием внутреннего давления.

13.3.11 Продольные напряжения о_л МПа. для подземных и наземных (в насыпи) газопроводов при отсутствии продо/ъиых и поперечных перемещений вычисляют по формуле

в₍>|1в,-Еа (13.13)

где р — коэффициент поперечной деформации материала труб (переменный):

в_л — кольцевое напряжение. МПа:

Е — модуль деформации материала труб (переменный). МПа;

О — наружный диаметр трубы, номинальный, м:

R — радиус упругого изгиба, м;

а коэффициент лююйгюго темгюрзтур»*ого рэсшире*«*л. °С~*:

Л Г — температурный перепад. *С.

Примечания

1 Температурой перелаз в металле стенок труб следует при mi мать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода (свариваются за хлесты, привариваются компенсаторы, производится засылка трубопровода и т. п„ т. е. когда фиксируется статически неолредегымая система).

2 Максимально возможную температуру стенок псдзекьюго и наземного (в юсы пи) мэгистра/ъмого газопровода в процессе эксплуатации следует приммагъ (при температуре воздуха обеспечеиюстъю 0.95 в теплый период года) равном температуре газа а начале участка газопровода:

– при отсутствии охлаждения газа на КС — равной температуре газа на выходе из компрессорного цеха:

• при наличии охлаждения газа — равной температуре газа на выходе из системы охлаждения.

3 Минимально возможную температуру стенок подземного и иаэекьюго (в насыпи) магистрального газопровода а процессе эксплуатащм следует пр—мматъ меньшей из двух хэчений;

– среднемесячной минимальном температуры грунта в году на глуб*ые оси трубопровода:

– температуры газа, определяемой на основаню теплотехнического расчета участка МГ при температуре воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0.92 с учетом температуры газа в начале участка газопровода. а также характеристик трубопровода, транспортируемого газа и грунта.

4 Максиыагкэио возможную температуру стенок надземного (без теплоиэаляхвы) магистрального газопровода в процессе эксплуатации следует принимать равной максима/ъной температуре газа в расчетном участке газопровода, определяемой на основаньы теплотехнического расчета участка МГ при температуре воздуха обеспеченностью 0.95 в гепгый период года с учетом характеристик трубопровода. поглоще»««я согые**юй радиации наружной поверхностью трубопровода и скорости ветра.

5 №»<имально возможную температуру стенок надземного (без теплоиэопяцы) магистрального газопровода в процессе эксплуатзщм следует принимать равной минимальной температуре газа е расчетном участке газопровода, определяемой на основами теплотехнического расчета участка МГ при температуре воздуха наиболее холодных суток обеслечеююстъю 0.92 в холодный период года с учетом характвристюс трубопровода, поглощения солнечной радианы наружной поверхностью трубопровода, скорости ветра и наличия снегового покрова.

6 Рекомендуются следующие правила практическою определены» попожитегъиого температурного перепада для разгы*«4ых способов прокладки магистральных газопроводов:

– для подземюй прокладки температурный перепад принимается равным разнице между максимально возможном температурой стенок в процессе эксплуатации и 1/2 от сумяы наименьшей температуры воздуха и температуры грунта при укладке трубопровода в траншею и его засыпке.

– для наземной прокладки температурный перепад принимается равным разнице между максимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и 2/3 от суммы наименьшей температуры воздуха и температуры грунта при укладке трубопровода в траншею и его засыпке.

– для надземной прокладки температурный перепад принимается равным разнице между максимально возможной температурой стоюк в процессе эксплуатации и наименьшей температурой воздуха при сварке зэ-мьжающего стьжа трубопровода.

13.3.12 При проверке продольных и эквивалентных напряжений следует учитывать функциональные и природные нагрузки. Для стадии строительства учитываются также строительные нагрузки, при этом из функциональных нагрузок следует учитывать только весовые.

13.3.13 Для газопроводов. прокладываемых в районах горных выработок, дополнительные продольные осевые растягивающие напряжения а* • . МПа. вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок, вычисляются по формуле

О, “2 7^, ‘ <¹³¹⁴>

где Е₀— модуль упругости материала труб. МПа;

1_т — длина участка деформации газопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения. у:

Aq — максимальные перемещения трубопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, м. вычисляются по Формуле

*■’•)• («•«)

где у — параметр перемещения, который определяется выражением

у =$„«• OZu… + ** ¹ »v

^ео (13.16)

Ф, = 0.9 – 0.65 – sin(//C – 0.5).

где т * — предельное сопротивление грунта продольным перемещениям газопровода. МПа:

/ — длина участка однозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пере

секаемого газопроводом, м;

Ф, — коэффициент, учитывающий соотношение зон деформаций грунта и трубопровода в попу-

мульде;

— максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде. пересекаемой газопроводом, м:

^ — толщина стенки газопровода, номинальная, м;

и_тая — перемещение, соответствующее наступлению предельного значения х\.и.

13.3.14 Газопроводы, прокладываемые в ММГ при использовании их по II принципу, когда ММ Г основания используются в оттаянном ип* оттаивающем состоян*** (с их предварительным оттаиванием на расчетную глубину до начала возведения сооружения или с допущением их оттаивания в период эксплуатации сооружения), необходимо рассчитывать на просадки и пучения.

13.4 Прочность и жесткость отводов и тромниковых 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 определены жесткости и напряженного состояния отводов следует у*еггыеать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.

13.4.3 При расчете газопровода жесткость участков на длине отводов вычисляется по формуле

<£о’),_в *4^- <¹³–¹⁷)

где E₀f — изгибная жесткость сечения отвода. МН м²: к_р — коэффициент повышения гибкости отвода.

13.4.4 Значе+ыя коэффициента повышения гибкости отводов следует определять в зависимости от центрального угла отвода ф и коэффициента гибкости длинных отводов k’_fi по формулам:

fc.-l.fo-¹) (О < . S .5 *):

<*>«•>. ^<,3,S|

13.4.5 Коэффициент гибкости длинных отводов к_р вычисляют с учетом действия внутреннего давления по формуле

(13.19)

где f₂ — параметр перемещений срединной поверхности отвода.

13.4.8 Входящим о формулу (13.19) параметр перемешеымм f_x. а также другие параметры перемещений f_r, необходимые для определения коэффициента уее/ычения напряжений в отводах, находятся на основании следующих рекуррентных формул:

Г*

г.

‘,о

(13-20)

13.4.7 В формулы (13.20) входят вспомогательные коэффициенты, которые вычисляются зависимостями. в которые входит параметр кривизны отвода X и параметр внутреннего давления р\ по формулам:

а,„ = 8.080 ♦ 14360 <1 0.121 р’) к*:

а. = 8.125 ♦ 5908 (1 ♦ 0.1875 р*) X¹ – ^{14 823};

*10

(13.21)

(13.22)

(13.23)

а₆ = 8222 ♦ 1795 (1 ♦ 0.343 р*)Х² -а. = 8.5 + 329.7 (1 ♦ 0.8 р-)Х^г -а_г = 1 «■ 13.187 (1 ♦ 4 р*) X* – ^25..

^а4

где А. — параметр кривизны отвода. вычисляется по формуле

*–Р~’

где А? — радиус кривизны отвода, м:

^ — номинальная толщина стенки отвода, м:

г — радиус сродней линии сечения отвода, м. вычисляемы й по формуле

r=(D-Co«V2.

где О — диаметр отвода наружный, м:

(13.24)

где ро — коэффициент Пуассона материала отвода р — рабочее давленые. МПа:

у_/р — коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению);

Е₀ — модуль упругости материала отвода. МПа.

13.4.8 Коэффициент гибкости тромникоеых соединений следует принимать равным единице.

13.4.9 При расчете на прочность отводов расчетный момент М. МНм. определяется в зависимости от изгибающих моментов в двух взаиьью перпендикулярных плоскостях и от коэффициента увеличения продольных напряжений по формуле

М * т, Ju? ♦ Ml. (13.25)

где т_л— коэффициент увеличения напряжений:

М — изгибающий момент. действующи* в плоскости отвода. МН м:

М₀ — изгибающий момент, действующий из плоскости отвода. МН м.

13.4.10 Коэффициент увеличения напряжений в отводах m_i вычисляют по формулам:

т, г 1 ♦ (т‘ – 1) (0 < ф й 45 *); (13.26)

т_$шт’_л. (¥>45°). (13.27)

13.4.11 Коэффициент увеличения напряжений в длинных отводах т\ следует определять с учетом действия внутреннего давления по формуле

m’,-k’_e+j I [£ МУ*™” /.]. (13.28)

Л-2Х.. ^{1 1}

в которой значение коэффициента гибкости к ‘_р принимается по формуле (13.19). а значения параметров перемещений f_n — по формулам (13_20).

13.4.12 Реэу/ътруюший изгибающий помет, действующий на ответвление тройника, вычисляют по формуле

М,)³ *(т_а MJ². (13.29)

где Ц — изгибающий момент на ответвление тройника, действующий в плоскости тройника. МНм;

Ц — изгибающий момент на ответвление тройника, действующий из плоскости тройника. МН м: m_t, т₀ — коэффициенты увеличения малряже*мй при изгибе, соответственно, в плоскости и из плоскости тройника, вычисляемые по формулам:

т₀ = maxj; • lj. £ = сМ>. (13.30)

т, = 0.75 т_л * 0,25. (13.31)

где D — соответственно диаметры наружного ответвления и магистрали тройника, м.

13.4.13 Входящий в формулу (13.30) безразмерный параметр тройника h вычисляют:

• для сварных тройнюсое без усиливающих элементов по формуле

(13.32)

– для штампованных и штампосварных тройников по формуле

_Лг(¹ ₊ ^.)Льк _{(13 33)}

где г₀ — радиус закругления наружной поверхности сечения тройника в продольной плоскости симметрии, м.

г — радиус средней линии сечения магистрали тройника, м. вычисляемый по формуле

г МО-(Т_А)_лУ2. (12.37)

где О — диаметр наружный основной трубы (магистрали) тройника, м;

(ГД — толщина стенки магистрали в месте начала закругления наружной поверхности сечения тройника в продольной плоскости симметрии, м.

13.5 проверка общей устойчивости подземных газопроводов

13.5.1 Общую устойчивость участка МГ следует проверять е плоскости наименьшей жесткости системы. Общая устойчивость участка МГ выполняется в случае, если удовлетворяется условие

(13.35)

ss-!- л/₍

где S — эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода. МН;

N_cr — критическое продольное усилие, которое определяется с учетом радиуса кривизны оси. высоты засыпки, свойств грунта, балластировки и закрепления анкерами, возможного обводнения. МН:

к_{и Ь} — 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.

Для прямолинейных участков газопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных деформаций, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное усилие е сечении газопровода S. МН. вычисляют по формуле

S = a ■£* ДТ А, ♦ (1 – 2 ц«) A_ty^p. (13.36)

где Е₀ — модуль упругости материала труб. МПа:

Ро — коэффидиект Пуассона материала труб:

А, — площадь поперечного сечения трубы (стали), м²:

Д — площадь поперечного сечения трубопровода «в свету», и²: р — рабочее даале**«е. МПа:

у_(р — коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению).

13.5.4 Для приближенной оценки общей устойчивости участка магистрального газопровода может быть испо/ъзоеан порядок расчета, приведенный в 13.5.5—13.5.9.

13.5.5 Значение критического продольного усилия вычисляют по формуле

Nc= 0,372 Оо. (12.40)

где о* — предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх. МН/м; р₀ — расчетный радиус кривизны оси газопровода, м.

13.5.6 Предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх д* определяется как сумма погонного веса газопровода w и предельной несущей способности грунта при выпучивании газопровода Ql по формуле

<г = (13.38)

где iv — погонный вес трубопровода. МН/м:

ql — предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода. МН/м.

Предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода ql вычисляется:

• для песчаных и других несвязных грунтов по формуле

(13.39)

где у — расчетный удельный вес грунта засыпки. МН/м³:

Н — глубина засылки от поверхности грунта до верха трубы, м;

D — диаметр наружный трубопровода, м;

к_Ил — коэффициент учета высоты засыпки для песчаных грунтов определяется экспериментальным способом: если отсутствуют надежные данные, то следует принимать равным 0.5 для плотных грунтов и 0.1 для слабомесущих грунтов:

• для глинистых и других связных грунтов по формуле

41 = к_ис с D. (13.40)

где к_{Н с} — коэффициент учета высоты засыпки для глинистых грунтов, вычисляется по формуле

k_Mt =глп{з.0;£}: (13.41)

с—сцепление грунта засыпки (репрезентативное, характерное). МПа.

13.5.7 Для еертика/ъных углов поворота выпуклостью вверх, образованных в результате упругого изгиба с радиусом кривизны р. расчетный радиус кривизны рд принимается равным

Ро=р. (13.42)

при этом допускается упругий изгиб, удовлетворяющий условию

р* 1000 О. (13.43)

где О — наружный диаметр газопровода.

При более крутых поворотах трассы следует использовать вставки холодного гнутья и заводские отводы с радиусом кривизны оси

R £ 5D. (13.44)

13.5.8 Прямолинейные участки газопровода рассматриваются как изогнутые (выпуклостью вверх), для них расчетный радиус изгиба принимается равным 5000 м.

13.5.9 Для вертикальных углов поворота трассы, образованных с помощью вставок холодного гнутья и заводских отводов, расчетный радиус кривизны ро подземного газопровода определяется в зависимости от конструктивной схемы угла поворота трассы согласно приложению в.

13.5.10 В случае, когда условие общей устойчивости участка газопровода (13.35) не соблюдается, необходимо выполнить одно или несколько следующих мероприятий:

– увеличить глубину засылки 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 засылки

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

100.

(13.45)

где в — овальность сечения. %;

Оод. 0_nio — соответственно максимальный и минимальный диаметры в рассматриваемом сечении трубопровода, м.

13.6.2 Овальность сечения 6. %. подземного газопровода после его засылки вычисляют по формуле

^0я227 тнг ^<1346)

где q — вертикальная равномерно распределенная поперек оси трубопровода нагрузка от веса грунта засыпки, действующая на уровне верхней образующей трубопровода. МН/м: г — радиус средней пинии поперечного сечения трубы, м. вычисляемый по формуле

г* (О-МД. (13.47)

где г„ — толщина стенки трубы номинальная, м;

L* — единичная длина трубопровода. L* = 1 м:

q — цилиндрическая жесткость оболочки, МН м. вычисляемая по формуле

D *

Ер Л³

12 (1-Мо)’

(13.443)

13.6.3 Вертикальную равномерно распределенную нагрузку рот веса грунта засылки, МН/м, вычисляют по формуле

Q =10-* 9 То * <-‘А//ку. (13.49)

где д — ускорение свободного падения м/с²:

у₀ — плотность грунта ненарушенном структуры, кг/м³:

Н — высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м. k_{t t} — коэффициент, учитывающий уменьшение плотности грунта эасыгжи по сравнению с грунтом ненарушенной структуры, при отсутствии других сведений следует принимать равным 0,90: к_и — коэффициент вертикального давления грунта в трамиве.

13.6.4 Коэффициент вертикального давления грунта в траншее к_п вычисляют в зависимости от размеров траншем:

• для песчаных и супесчаных грунтов засыпки по формуле

(13.50)

к, *250 ^ (l-e ^{0 40} *].

где b — средняя ширина траншеи, м;

Н — высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м:

• для глинистых грунтов засыпки по формуле

Средняя ширина тражиеи вычисляется по приближенной формуле

b = D + H ctga, (13.52)

где а — угол между основанием и откосом траншеи (в градусах).

13.6.5 Полученное по формуле (13.46) значение овальности должно удовлетворять условию

в 5 лип (0_вгу; 5 %). (13.53)

где 6_вгу — овальность, допускаемая из условия прохождения ВТУ. %.

13.6.6 Если условие (13.53) не удовлетворяется, то следует назначить меньшую глубину засыпки (но не менее значений. указа»иых в 9.1.1) 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 сое мест ном действии изгибающего момента и продольной сжимающей силы местная устойчивость стенки газопровода обеспечивается при выполнении условия

(13.54)

-^-5 в*

^еиг

где — предельно допустимая изгибная деформация;

tier — критическая продольная деформация только при изгибе газопровода:

6* — параметр овальности сечений труб.

8 формуле (13.54) все деформации сжатия условно считаются положительными.

13.7.3 Предельнодопустимая изгибная деформация^ задается в проекте. Она не должна превосходить значения 0,4*1(Н.

13.7.4 Критическая продольная деформация при изгибе газопровода принимается из получивших достаточное экспериментальное подтверждение теоретических разработок теории устойчивости цилиндрических оболочек по формуле

^£1с/ *2*0′ (13.55)

13.7.5 Правая часть неравенства (13.54) представляет собой параметр овальности, вычисляемый по формуле

1 ♦ (ост)* «-(в»”)²

(13.56)

ate f вычисляется по формуле

„3.571

13.7.6 В формуле (13.57) используется расчетная начальная овальность сечении труб 6^. %. которая определяется по формуле, аналогичной (13.45). при этом максимальный и мюммалыый диаметры сечежя 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 (13.56) выделяют по формуле

с/

где — критическое напряжение в цилиндрической оболочке при действии наружного давле»«*я (напряжение коллапса). МПа; вычисляется по формуле

бег

(13.59)

где ц, — коэффициент Пуассона стали:

VI, — понижающий коэффициент, учитывающий влияние продольной силы: о, — нормативный продел текучести материала труб. МПа.

13.7.9 Понижающий коэффициент у* вычисляют по формуле

(13.60)

где в„ — осевые сжимающие продольные иалряжедея. условно считающиеся положительными. МПа.

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 условия

О.

(13.61)

сое Q^, — суммарная расчетная нагрузка на единицу длины газопровода, действующая вверх включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом. МИ:

Q*» — суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз, включая собственный вес газопровода, МН:

к_л , — коэффициент запаса устойчивости попожения газопровода, принимаемый равным:

– для участков прокладки газопровода (по отношению к русловом части рек и водоемов) через болота, поймы, водоемы при отсутствия течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГВВ1 % обеспеченности — 1,05;

– для русловых участков через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-тех>ычесжих работ —1.10:

– для рек и водохранилищ шириной свыше 200 м. а также горных рек — 1.15.

13.8-2 Для определения интенсивности балластировки (вес на воздухе q^_r МН/м) при обеспечении устойчивости положения в частном случае укладки газопровода свободным изгибом и его равномерной по дгыне пригрузки следует использовать зависимость

(13.62)

^”Ли’ ^<J– *^<l‘> ~ -г! *„/ ■

где Лде— коэффициент запаса по нагрузке, принимаемый равным:

– 0.9 — для железобетонных грузов;

-1.0 — для чугунных грузов:

— погонная выталкивающая сила воды, действующая на газопровод, МН/м; q₀ — интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе. МН/м: рде — погонная нагрузка от веса трубы. МН/м:

Q.V, — погонная нагрузка от веса продукта. МН/м:

у**,— плотность материала балласта. кг/м^э;

у_т — плотность воды, принимаемая по данным изыскали, мг/ы^э.

13.8.3 При определении расчетной интенсивности нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе. МНУм. следует учитывать знак кривизны оси изогнутого участка — выпуклость или вогнутость:

. для выпуклых кривых по формуле

(13.63)

В £р У

9Т-Р¹

где / — момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, м⁴;

Р — угол поворота оси газопровода, радиан. Принимается равным не менее 0.008725 рад (30 мин); р — радиус кривизны упругого изгиба, м:

. для вогнутых кривых по формуле

32 £₀ /

<¹³⁶⁴>

13.8.4 Для случая применения обетонироеаннных труб при отсутствии нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе толщину слоя обетомироеамия м, вычисляют, используя следующие формулы:

f_c *A.(O_c-D-2 Г..), (13.65)

где О_с — диаметр наружный обетонированной трубы (с учетом толщины слоя обе тонирования), м. вычисляется по формуле

(13.66)

(13.67)

-(О*-?) тг» -(о^-о”)

¹ – А*, Ут

где Ц—диаметр внутренний трубы, м. вычисляется по формуле

где t_nom — толщина стенки трубы номинальная, м;

у₍₎ — относительные значения параметров, определяемые по формуле

Го (13.68)

где индекс «()» является общим обозначением индексов «su. «ins» и «w»;

7<r Y_c: У*** У* — плотности соответственно стали, бетона, материала изоляционного слоя. воды, кг/м¹;

D^_t — диаметр наружный трубы с учетом изоляционного слоя. м. вычисляется по формуле

(13.69)

0„ = 0*2Ч…

где fvie — толщина изоляционного слоя, м:

к_п, — коэффициент запаса устойчивости положения газопровода, принимаемый согласно 13.8.1.

13.8.5 Вес грунта 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 грунта 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 б_ж. МН. вычисляется по формуле

⁼ ^ ‘ ‘ (12.57)

где 2 — количество анкеров в одном анкерном устройстве:

“W — коэффициент, зависящий от количества анкеров в устройстве и относительного размера анкера. принимаемый равным:

– при 2 = 1 или при 2 2 2 и DtD^Z 3: гп** = 1;

при z 2 2 и 1 5 ОЮ^ < 3 по формуле

где — максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость. м:

Р^_е — расчетная несущая способность анкера. МН. по грунту основания, вычисляемая по формуле

(13.72)

где Ф_дпс — несущая способность анкера. №1. определяемая расчетом или по результатам полевых исты-таммс

к_апс — 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 конструкты:

• балочные:

– шпренгельные:

– арочные;

• висячие:

-вантовые;

– мостовые фермы.

13.9_2 Надземные (открытые) газопроводы следует проверять на прочность, общую устойчивость и выносливость (при колеба»ыях 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 сллтйАтггтим г. oft ними правилами гтрпитйпкнпй механики При атом трублорлйлл ряпгматриАайтгя са ш стержень (прямолинейный или криволинейный).

При наличии изгибающих моментов а 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 завио*-мости 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 внутреннегодавле»ыя в трубопроводе (укорочение трубопровода). Пояснения к определению температурного перепада изложены в примечании к 13.3.11.

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 време*#<ых опор на период испытаний.

13.9.13 Пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода /.должен приниматься как меньшее из двух значений пропета:

• из условия статической прочности L^;

• из условия аэродинамической устойчивости по формуле

L^wktlL^L^. (13.73)

13.9.14 Пролет из условия статической прочности должен приниматься как меньшее из двух значений пролета, определяемых для растянутой (L^) и сжатой (^) зон поперечного сечения, в котором действует максимальный изгибающий момент, по формуле

(13.74)

13.9.15 Значежя пролетов из условия статической прочности для растянутой . м. и сжатой . м. зон вычисляют соответственно по формулам:

	\ w •<М’—^;	(13.75)
Цт ■ *^12 -(у ■ R, +	1 „ \ иг .	(13.76)
v ■ ■‘V^1- 7	-fW:	(13.77)
• О_л		(13.78)
^а» ^в HJ–

где R, — расчетное сопротивления растяжению (сжатию) материала труб по текучести, определяемое по формуле (13.2):

V — коэффициент, учитывающий сложное напряженное состояние в соответствии с теорией Мизеса:

о_Л — кольцевое напряжение от внугре**«его давления, определяемое по формуле (13.7). МПа;

W — момент сопротивления сечения трубопровода, м³:

Яш “ погонный вес трубопровода в расчете на статические нагрузки и воздействия. МИУм.

13.9.16 Погонная нагрузка на трубопровод в расчете на статические нагрузки и воздействия определяется как равнодействующая вертикальной . МН/м. и горизонтальной д^. МН/м. составляющих по формуле

13.9.17 Вертикальная составляющая погонной нагрузки q*_u. МНУм. вычисляется как сумма погонных весов по формуле

<)и, ♦ <J,_P + Я„. + q^. (13.80)

где g„₄. q_lp. q_tJ. q^ — обозначены погонные веса трубы: изоляционного (противокоррозионного) покрытия: теплоизоляционного слоя: снега (или обледенения); перекалываемого газа. МН/м.

13.9.18 Для определения нагрузок, входящих в выражения (13.79) и (13.80). следует использовать формулы, приведенные в разделе 12.

13.9.19 Пролет из условий аэродинамической устойчивости L^. м. вычисляют по формуле

J 4 I-

^ | ^С Р‘Д^ -v₀ f (13.81)

где к — коэффициент учета числа пролетов (для многопролетной системы с числом пролетов более трех равен к):

6 — конструкционной декремент колебаний (может принимать значения примерно от 0.1 до 0.001):

К_& — коэффициент запаса по декременту колебаний (> 1): с — аэродинамический коэффициент («1,15): р — плотность воздуха в ветровом потоке («1.25 кг/м³):

0_{| р} — диаметр газопровода с учетом слоев изоляционного покрытия и теплоизоляции, м. определяемый по формуле (12.5):

Ч) — скорость ветра нормативная, м/с:

Е₀/ — изгибиая жесткость сечения трубопровода. МН-м²; то — погонная масса газопровода, кг/м.

13.9- 20 Значения конструкционного декремента колебаний 6 и коэффициента запаса по декременту колебаний К_& следует определять на основании экспериментальных данных для конструктивных решении надземного газопровода, идентичных с проектируемым.

Примечание — При отсутствии экспериментальных данных значения конструкционного декремента колебанм* рекомендуется принимать равными 5 = 0.020 для газопроводов DN £ 200 и & = 0.007 для газопроводов DN > 200, а хэчвние коэффициента запаса по декременту колебаний рекомендуется принимать равным К₄ – 1.33 независимо от диаметра газопровода

13.9.21 Нормативную скорость ветра v₀. м/с. следует выделять по формуле

= 10* J2 К w₀tp. (13.82)

где К — поправочный коэффициент, принимаемый равным 0.75. если ось трубопровода находится на высоте над поверхностью земли £ 5 м. и равным единице при большей высоте: w₀ — нормативное значение ветрового давления. МПа. которое следует принимать в зависимости от ветрового района.

13.9- 22 Погонную массу газопровода т. кг/м. следует вычислять для опорожненною газопровода по формуле

Л» ■* ю* J (q^, + q„, ♦ q,.,.). (13.83)

13.9.23 Расчет оснований, фундаментов и самих опор следует производить по потере несущей способности (прочности и устойчивости положедея) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или газопровода.

13.9-24 Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и попере**«ые) усилия и изгибающие моменты, определяемые от нагрузок и воздействии в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных сме идеями 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- 25 Нагрузки на опоры, возжкающие от воздействия ветра йот изменений д/ыны 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- 26 Нагрузки на неподвижные («мертвые») опоры надземных балочюде 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.

13.9.27 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 их перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на подвижные опоры необходимо принимать максимальное значение коэффициента трения.

8 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 ведомны максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

13.9- 28 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 прорость и работоспособность в соответствии с требованиями 13.10.

13.10.12 Сейсмическая опасность зоны прокладки газопровода предварительно оценивается по картам сейсмического районирования территории Российской Федерации ОСР—97 [15]. Интенсивность возможного землетрясения следует оценивать по международной сейсмической шкале MSK—64 (12). 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 свькие восьми баллов до девяти баллов включите/ъно;

– участки особой сейсмической опасности — 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 <з_ы МПа. от действия сейодоюских сил. направленных вдоль продольной оси тру

бопровода по формуле

0.04 • flip – к_л йс Гр

(13.84)

где то— коэфф^кдиент защемления трубопровода в грунте;

*₀ — коэффициент, учитывающий ответственность трубопровода: к_п — коэффициент повторяемости землетрясения; а_с — сейсмическое ускорение, м/с²:

Е₀ — модуль упругости материала труб. МПа;

Г₀ — преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при изысканиях. с;

с_р — скорость распространения в грунтовом массиве продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода, м/с.

13.10.2.2 Коэффициент защемления трубопровода в грунте т_с следует определять на основании материалов изысканий. Для предварительных расчетов допускается использовать данные таблицы 16.

13.10.2.3 Скорость распространения в грунтовом массиве продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода с₀ следует определять при изысканиях. На стадии разработки проекта допускается использовать данные таблицы 16.

Таблица 16 — Характеристики грунтов при расчете газопроводов на сейсмические воздействия

Грунты	Скорость распространения продольном сейсм«г*есяой аолиш с_р. м/с	Коэффициент эзшемлеимп трубопровода о 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 всдонасы щетине	350	0.45
Супеси и суглинки	300	0.60
Глинистые влажные, пластичные	500	0.35
Глиюютые, полутвердые и твердые	2000	0.70
Лёсс и лёссовидные	400	0.50
Торф	100	020
Низкотемпературные мерзлые (песчаные, тинистые, иасыпюде)	2200	1.00
Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)	1500	1.00
Гравмй. щебень и галечник	1100	См. примечание 2
Известняки, сланцы, песчаники (сла6оеыветре**«ые. выветренные и сильно выветренные)	1500	—
Ска/ъные породы (монолитные)	2200

Примечания

1 В таблице приведем иаимешхме эдочения Ср. которые следует уточнять при изысканиях.

2 Значения коэффициентов защемления трубопровода следует пр**ммать по грунту засыпки.

13.10.2.4 Коэффициент к₀, учитывающий степень ответственности газопровода, следует принимать равным 2.0. При выборе значения коэффициента необходимо учитывать изменения состояния окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.

Примечание — При сейсмичности площадях девять баллов и выше коэффициент Ад следует у1*южитъ дополнительно на одэфф**а*еит 1.5.

13.10-2.5 Повторяемость сейсмических воздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территории страны. Зиачетмя коэффициентов повторяемости землетрясений Ас* следует принимать согласно данным таблицы 17.

Таблица 17 — Змачедея коэффициента повторяемости эемлетрясемй к_л

Коэффициент повторяемости Аг₀	Повторяемость землетрясений
1.15	1 раз в 100 лет
1.0	1 раз в 1000 лет
0.9	1 раз в 10000 лет

13.10.2.6 Сейсмическое ускорение а_с следует определять по дзиным сейсмического районирования и микрорайонироеания. получаемым на основании анализа записей сейсмометрических станций ранее имевших место землетрясений е районе строительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Величины принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть не менее величин, указанных в таблице 18.

Таблица 1В — Значения сейсмического ускорения а*

Сейсмическое ускорение м/с⁷	Саша землетрясения, баллы
1	7
2	8
4	9

13.10.2.7 Полученные продольные напряжения от действия сейсмических сил по формуле (13.84) в сумме с продольными осевыми напряжениями для НУЭ должны удовлетворять условию

К— ♦v4i,-£-a-AT|So_r. (13.85)

где о_Ылф — продольные осевые напряжения, вызванные сейсмическими воздействиями и определяемые по формуле (13.84), МПа:

v — юоэффизиент поперечной деформации материала труб (переменный):

Е — модуль деформации материала труб (перемеючый). МПа: a — линейный коэффициент температурного расширения. °С~¹:

А Г— температурный пАряпяя *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 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 прогости 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 мииима/ъных повреждениях или полном отсутствии таковых: в этом случае трубопровод должен продолжать работать при минимальных перерывах в нормальной эксплуатации без необходимости в ремонтных работах эна*«ггельногоо6ьема:

– газопровод должен выдерживать воздействие MP3 без разрывов: в этом случае трубопроводу могут быть нанесены значительные повреждения, е 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 (13.84) осевые напряжения суммируют (поочередно с разными знаками) с наибольшими и наименьшими (в алгебраическом смысле) продольными напряжениями (13.11). полученными для каждого расчетного элемента участка газопровода на стадии НУЭ. Затем определяют соответствующие эквивалентные напряжения и далее (с учетом диаграммы деформирования материала труб) находят продольные деформации в тех же точках сечений, в которых были определены наибольшие и наименьшие продольные напряжения.

13.10.3.4 Порученные 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, привечаемым в приложении Г.

13.10.3.5 Кроме проверок продольных деформаций, также должны быть выполнены проверки других критериев сейсмостойкого проектирования участка газопровода согласно приложению Г:

• разрыв газопровода:

– местная потеря устойчивости стенки газопровода:

– гофрообрзэование по телу трубы:

• образование трещин в кольцевых и продольных сварных швах. ЗТВ. по телу трубы;

• общая потеря устоимвости газопровода.

13.10.3.6 При проверке условия общей устойчивости участка газопровода при продольном изгибе в вертикальной плоскости (для ПЗ) 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 нормам строительства объектов в сейсмических районах — своду правил, утвержденному Миире-гионом России [14].

13.10.3.9 Расчет надземных газопроводов на опорах следует производить на действие сейсмических сил. направленных.

– вдоль оси трубопровода, при этом определяют ееличжы напряжений в трубопроводе, а также производят проверку конструкций опор иа действие горизонтальных сейсмических нагрузок:

– по норма/ы к продольной оси трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоосостях). при этом следует определять величины смещений трубопровода и достаточность длины ригелей, при которой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжемся 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 Магистральные газопроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться очистке полости, ка/мбровке. испытаниям на прочность, проверке на герметичность, осушке полости и заполнению инертной средой (азотом).

Испытания иа прочность долж**>| выполняться в соответствии с требованиями настоящего стандарта гидравлическим (водой, жидкостями с пониженной температурой замерзания, за исключением солевых растворов) или пневматическим (воздухом или азотом) способами. Способ испытаний устанавливают в проекте.

Требования к очистке полости, калибровке, осушке полости и заполнению азотом газопроводов устанавливаются документами системы стандартизации (межгосударственными или национальными стандартами. сводами правил).

14.2 Испытания газопроводов на прочность и проверку иа герметичность следует производить после полной готовности участка или всего газопровода (полной засыпки или крепления на опорах, очистки полости. установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления испогыитвльной документации на испытываем**» объект).

14.3 В зависимости от категорий и характеристик участков газопроводов типы, этапы и параметры испытания их на прочность должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 19.

14.4 Обязательное применение гидравлического способа предусматривается только для испытаний:

– трубопроводов, расположенных внутри зданий и в пределах территорий КС. ДКС. ПРГ. СПХГ, ГРС. ГИС. СОГ включая коеденсатосбориики. трубопроводы импу/ъсного. топливного и пускового газа, трубопроводы узлов подключения КС:

• участков газопровода, испытываемых в три этапа, ма первом этапе испытаний:

– газопроводов с рабочим давлением свыше 11.8 МПа (120 кгс/см²) на втором этапе испытаний в три этапа и ка первом этапе испытаний в два этапа:

• надземных переходов на первом этапе при испытании в два этапа (после крепления на опорах).

14.5 Второй этап при испытании в три этапа и первый этап при испытании в два этапа могут проводиться как гидравлическим, так и пневматическим способами, за исключением участков газопровода, которые в соответствии с данными таблицы 19 на предварительном этапе испытывают только гидравлическим способом.

14.6 Третий этап при испытаиж участков газопровода в три этапа и второй этап при испытании в два этапа проводятся одновременно с испытанием газопровода на заключительном этапе.

14.7 Протяженность испытываемых участков газопровода не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания, когда при пересеченном профиле трассы газопровода протяженность участков назначают с учетом допустимого перепада гидростатического давления.

14.8 Проверку на герметичность участка или газопровода в целом следует выпогыять после испытания на прочность и снижения испытательного давления до рабочего р. Продолжительность проверки на герметичность должна быть достаточной для осмотра трассы и составлять не менее 12 ч.

14.9 Линейные крановые узлы запорной арматуры подлежат предварительному гидравлическому или пневматическому испытанию до их монтажа в нитку газопровода. Предварительные гидравлические испытания проводят на давление 1.1 р в течение 2 ч. Проверку на герметичность следует проводить после снижения давления до рабочего р в течение времени, необходимого для осмотра кранового узла.

14.10 Газопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время его испытания на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность не выявлено падения давления и не были обнаружены утечки. В течение проверки на герметичность должны быть учтены колебания давления, вызванные изменением температуры.

Таблица 19 — Требования к испытаниям на прочность участков газопроводов

Ten испытаем» я кдраятеристика ого	Давление яспыта-teneioo о аеркией точке	Продолжительность. ч	Ката-	Характеристяка
	Способ испытания		горя я уиаст-
ото нов	гядрав- лкис- ■И*	пиавма- тичес- кмй	гядрак АПК- кии	■неа- мети- ческий	«а
1 Испытание в один этап гидравлическим способом. После укладки и засыпки и/м крепления на опорах (при тех-жчесхой возможности с подключенными агрегатами и аппаратами)	1.25 р	Не приме няется	24		В	Трубопроводы, расположенные внутри здамаи и в пределах территорий КС. ДКС. ПРГ. СПХГ. ГРС. ГИС. СОТ. включая нонденсатосбориики. трубопроводы импульсного, топливного и пускового газа, трубопроводы узлов подключения КС
2 Исгытание в три этапа: а) первый этап: 1) для подводных переходов, включая прибрежные участки (после сварки на стапеле или на площадке, но до изоляции):	1.5 р ДЛЯ катего-рвы В 1.25 р для катет о-р*ы С	Не приме няется	6		в	Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень 75 м и более с прилегающими к ним прибрежными участками длиной не менее 25 м (от среднемеженного горизонта воды) каждый.

Продолжение таблицы 19

Тип испытания я характеристик* ею этапов	Даалемме испмта-тепьмое в верхней точке	иость. ч	Кате. горев учась ха	Характеристика участка
Способ испытаний
гядрах лнес-ай	пявама- тичес* кжм	гидрах* пнес- ul	она* хватя* чесхий
2) для переходов через же-					С	Укладываемые с помо
лезные дороги общей сети						щью подводно-технических
и автомобильные дороги с						средств или ГИБ переходы
прилегающими участками						через водные преграды шири
(после уклад ки иа проектные						ной зеркала воды в межень
отметки).						от 25 до 75 м с прмпегающи-
б) второй этап:	1.25 р	125 р	12	12		и< к ним прибрежными учас
1) для подводных переходов						тками длиной не менее 25 м
с прилегающими к ним при-
брежныьы участками:						зонта веды) каждый.
– при гидравлических мспытэ-					В	Переходы через желез
►мях (после укладки, но до						ным дороги общей сети и ав
засыпки):						томобильные дороги 1. II и
– при пневматических ислы-						III категорий с прилегающие
таниях (после укладки и за-						участками длиной 50 м по обе
сыпки):						стороны от подошвы насыпи
2) для переходов через же						земляного лолотув или от
лезные и автомобильные						края водоотводного сооруже
дороги с прилегающими уча						ния дороги, и примыкающие
стками одновременно с при						к переходам участкэе кате-
мыкающими участками (ис						горе С в соответствие с рас
пытания проводят только						стояниями. указанными в ло-
гидра агмчесж им способом):						мхии 3 таблицы 3
в) третий этап: одновремовю	М Р	1.1 р	24	12
с исгыггахмем газопровода на
заключительном этапа
3 Иоытание в два этапа:
а) первый этап:	1.5 р	1.25 р	12	12	в	Участки газопровода по
1) для участков газопрово	для					обе стороны от пересечения
дов:	катего-					с ВЛ электропередач напря
– при гидравлических испыта	рхм В					жением 500 кВ и более в пре
ны я х (после укладки, но до						делах расстояний R согласно
засыпки, или крепления на	1,25 р					6.4 (предварительный этап
опорах):	для					испытаний газопровода гид
– при пневматических испы	катего-					равлическим способом).
таниях (после укладки и за	р*ы С				с	Участки газопроводов е
сыпки или крепления на						зонах активных тектонических
опорах).						разломов и прилегающие к
б) второй этап: одновремеюю	1.1 Р	1.1 Р	24	12		ним с обеих сторон участки
с газопроводом						длиной 100 м от границ раз
						лома.
					в. с	Участки сближения газо
						провода с объектами, здани
						ями и сооружениями соглас
						но 72 2.5 и 7.2 2.7.

Продолжение таблицы 19

Тип испытания я хзрахтерисгиж* ею	Лааоемме испита-тапьяоо в аархмей точка	иость. Ч	Kata*	Характеристика участка
Способ испытаний	гора* yact
эгапоа	гидраа- лпес- atk	пяаама- тачес- UW	гидра а-лпес-кий	айва* •кати* чосхий	«а
					С В. С с с с с с	Укладываемые без помощи подвод мо-тдаомчесхих средств и/м ГИБ переходы через вед* мне преграды ширимой зеркэ-па воды в межень от 25 до 75 ы с прилегающими к ним прибрежными участками длиной не менее 25 м (от среднеме-жопного горизонта воды) каждый. Надземные переходы через водные преграды согласно позиции 1 таблмлы 1 (предварительный этап испытаний газопровода гидравлическим способом). Переходы через бопога ■ типа с прилегающим* участками категории С. Газопроводы в горной местности при укладке в тоннелях (предварительный этап испытаний газопровода гидравли-чесхим способом). Переходы через подъездные железные дороги промышленных предприятий, автомобильное дороги (V. V. HWi и fV-n категории, вкгкмая участки длиной согласно поз ищи* 3 таблицы 3. по обе стороны от подошвы земляного полотна игм от края водоотводного сооружения указаниях выше железных и автомобильных дорог. Пересечения с нефтепроводами. неф теп родуктопро водами. газопроводами и канали-эаиионньаии коллекторами. на доме 100 м по обе стороны от пересечений (предварительный этап испытаний газопровода гидравлическим способом). Участки газопровода между территорией КС. ДКС. ГРС. УКПГ и охранными кранами (предварительный этап испытаний газопровода гидравлическим способом), а также

Окончание таблицы 19

Тип испытании и характеристика ого этапов	Даапеиие иепмта-тепьиое в верхней точхе	иость. ч	Кате- горни уиаст- «а	Характеристика участка
Способ испытаний
г«драв личес-ай	ппеома- тичес- иш	гидра ал «пески*	пнев мати ческий
					С	участки за охранными кранами на расстоянии R. Участки газопровода на рассто^ыии R от территории ГИС. Участки газопровода на рассто^ыии R от линейной запорной арматуры. Расстоягме R определяют согласно 6.4. Узлы пуаса или приомд ВТУ и узлы подключения КС. располагаемые вне КС. а также примыкающие к ним участки газопровода длиной R, определяемой согласно 6.4
4 Испытание в один этап одновременно с газопроводом	1.1 Р	1.1 р	24	12	С. н	Участки газопровода, кроме указанад выше

Примечания

1 р — рабочее давление, устанавливаемое пробегом.

2 На воех этапах исгытаний 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 подкгьочения опреосовокых агрегатов и компрессоров должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытамо на давление, составляощее 125 % от истытателъ-иши деымнии гшшьишшыи

4 Напряжения в надземных участках газопровода при возденете»* испытательного давления должны быть проверены рэсметом и соответствовать требооамлм 13.9.

5 Давление исгыта»*я должно быть указано в проекте исгытаний

в Переходы через водные преграды имриной в межень по зеркалу воды не более 10 м и глубиной не свыше 1,5 м допускается исгытыватъ в ад** этап одновременно с газопроводом.

7 У^встхи категор** С. приведенные в поэигрги 4. могут по усмотрению проектной оргамизив* (в зависимости от конкрет>ых условий) подвергаться испытаниям в два этапа, что должно быть отражено в проекте.

8 Участок газопровода категории С. включающий отдельные участки, подлежащие испытаниям в два этапа, допускается испытывать в одой этап на давленые, соответствующее дэвлен»ео испытаны* первого этапа. Такой способ исгытаиия е один этап отражают в проекте.

9 Надзеьыые переходы на первом этапе испытаний в два этапа испытывают гидравлически (после их крепленый на опорах).

14.11 Газопровод, не введенный в эксплуатацию в течение шести месяцев после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и проверке на гермет»в4иостъ.

Испытанный, осушенный и заполненный непосредственно после осушки инертной средой (азотом) участок газопровода допускается не испытывать на прочность повторно в течение 24 мес со дня заключительных испытаний при удовлетворительных результатах периодического контроля параметров среды (азота).

14.12 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 газопроводов

15.1.1 Трубы и СДТ. применяемые для строительства магистральных газопроводов для транспортировали я газа, не оказывающего коррозионного воздействия на металл труб и СДТ. должны отвечать требованиям международных, межгосударственных и национальных стандартов, а также иных техничеосих документов. примене»**е которых согласовано в установленном порядке, и требованиям настоящего раздела.

15.1-2 Для строительства газопроводов применяют.

– трубы стальные бесшовные:

• трубы стальные электросвариые прямошовные, сваренные высокочастотной сваркой:

• трубы стальные электросвариые прямошоеные с одним продольным швом, сваренные двусторонней дуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву.

15.1.3 Бесшовные трубы изготавливают из непрерывнолитой, литой, кованой или катаной заготовки углеродистых и низколегированных спокойных сталей и подвергают контролю неразрушающими методами.

15.1.4 Трубы электросвариые кзготавгмвают из листового или рулонного проката углеродистых и низколегированных спокойных сталей, поставляемого в горячекатаном состоянии после контролируемой или нормализующей прокатки, контро/ыруемой прокатки с ускоренным охлаждением, а также в термически обработанном оостогыии по режимам изготовителя. Электросвариые трубы или рулонный, листовой прокат подвергают контролю неразрушающими методами.

15.1.5 Предел прочности ceap»«>ix соединений труб элехтросвариых и СДТ должен быть не ниже норм, установленных для основного металла.

15.1.6 Оценка свариваемости труб и соединительных деталей должна определяться расчетом эквивалента углерода по формулам:

Си* М * 15 ’

(15.1)

(1S-2)

где С. А1г>. Сг. Me. V. Ni. Си. Si. В — массовые доли (в %) углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, никеля, меди, кремния, бора в основном металле труб и СДТ Эквивалент углерода СЕ (Р^) определяется при массовой доле углерода в основном металле не более 0.12 %.

Если массовая доля бора меньше 0.0005 %. то а расчвта по формула (15.2) бор мв учитывается.

Нормативные (максимальные) эначедея эквивалента углерода основного металла труб и СДТ определяют в национальных и международных стандартах, а также в иных нормативных документах, утвержденных в установленном порядке.

15.1.7 Ударная вязкость основного металла и металла сварных соединений труб с номинальной толщиной стенки 6 мм и более, определенная на образцах Шарли (KCV) при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, должна удовлетворять требованиям, приведенным в национальных, межгосударственных и международных стандартах, а также в иных нормативных документах, утвержденных е установленном порядке.

15.1.8 Для обеспечения сопротивления газопровода протяженным разрушениям количество вязкой составляющей в изломе образца при ИПГ основного металла труб наружным диаметром 500 мм и более должно удовлетворять требованиям, приведенным в национальных, межгосударственных и международных стандартах, а также в иных нормативных документах, утвержденных в установленном порядке.

15.1.9 Каждая труба должна проходить на заводе-иэготоеителе испытание гидравлическим способом. Испытательное давление МПа. без учета осевого подпора вычисляют по формуле

5 1 а

8 ” р <¹⁵–³⁾

где f_mrv — минимальная толщина стенки трубы, мм.

R — напряжение в стенке трубы при испытании, регламентируется в национа/ъных, межгосударственных и международных стандартах на трубы, а также в иных нормативных документах, утвержденных в установленном порядке. МПа.

D — диаметр трубы наружный, мм.

15.1.10 Для газопроводов должны применяться следующие соединительные детали:

• тройники горячей штамповки и гидроштампованные;

– тройники штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей штамповки:

• тройники сварные (без усиливающих элементов);

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

. отводы холодногнутые и вставки кривые, изготовленные из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства трубопровода:

– переходы конические, концентрические и эксцентрические штампованное из труб или штампосварные из листовою проката;

– днища штампованные эллиптические:

– кольца переходные.

15.1.11 Разделка кромок присоединительных концов соединительных деталей должна удовлетворять условиям сварки. Толщина кромки лсд сварку соединительной детали должна удовлетворять условиям (13.1) — (13.5). предлопатающим использование присоединяемого диаметра и нормативных свойств материала детали.

15.1.12 Если основной металл соединяемых трубы и соединительной детали имеет разные эначе+мя предела прочности, для обеспечения равнопрочностм монтажных соединений необходимо соблюдать условие

г» о_и <¹⁵⁴>

где ^ /₀ — толщина кромки стенки соединительной детали и толщина стенки присоединяемой трубы соответственно. мм.

а_и о — нормативный предел прочности (временное сопротивление) ооедиюггельиой детали и присоединяемой трубы соответственно. МПа.

15.1.13 При толщинах стенок присоединяемых концов детали и трубы, отличающихся более чем в

1.5 раза, необходимо предусматривать переходные кольца. Переходные кольца должны приваривать на заводе-изготовителе или в трассовых условиях.

15.1.14 Соединительные детали (кроме отводов хоподногнутых и вставок кривых) должны испытываться на за воде-изготовителе гидравлическим способом, давлением, равным 1.3 рабочего давления для деталей, монтируемых на участках категорий Н и С. и 1.5 рабочего давления — для деталей участков категории В.

15.2 Сварные соединения и сварочные материалы при строительстве

15.2.1 Способ сварки магистральных газопроводов должен регламентироваться соответствующими нормативными документами, обеспечивающими необходимую эксплуатационную надежность сварных соединении.

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, регламентирующими технологии сварки газопроводов.

15.2.4 Требования к механическим испытаниям и свойствам сварных соединений газопроводов должны устанавливаться нормативными документами, регламентирующими технологии сварки и контроль качества сварных соединений газопроводое.

15.2.5 Механические свойства кольцевых стъжоеых сварных соединены газопроводов при отсутствии специальных требований должны соответствовать следующим требованиям:

а) при испытаниях на статическое растяжение плоских образцов по ГОСТ 6996 предел прочности на разрыв должен быть не ниже нормативного значения предела прочности на разрыв основного металла в продольном направлении:

б) при испытаниях на статический изгиб образцов сварных соединений с классом прочности основного металла до К60 включ. 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° при условии, что этот показатель получен по методике стандарта [16];

в) при испытаниях на ударный изгиб образцов Шарли 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:

1) 50 Дж/см² для электросвариых труб класса прочности основного металла до К65 включительно наружным диаметром от 1020 до 1420 мм. при этом минимальное значение для одного образца

37.5 Дж/см²;

2) не менее знэченьы. установленных требованиями ГОСТ. ТУ кооювиому металлу для бесшовных и электросварных труб, сваренных токами высокой частоты, но не менее 24.5 Дж/см² (минимальное значение для одного образца 19.6 Дж/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);

г) при измерении твердости образцов по ГОСТ 2999 твердость металла шва и ЗТВ (HV,₀) не должна превышать значений, приведенных в таблице 20.

Таблица 20— Максимагъмо допустимые значения твердости (MV₁₀) металла шва и ЗТВ сварных соадине»ми

Место onpoaonaif	Т МО ДОС то <HV„)
до KSS «ключ	се K5S до К60 илоч.	с». КвО до Кв5 екпюч
Металл шва	280	280	300 (325)*
ЗТВ	300	325	325 (350Г

* Для сварах соединений, выполненных ру^ой дуговой сваркой, вкшмая специальные сварные соедимегжя и участки сварных ооеддоеиий. отремонтированных ручной дуговой сваркой.

” Для обгькювочиого слоя (два и участков корневого слоя шва. вьакюнесых с подваркой.

15.2.6 Механические свойства угловых и иахлесточиых сварных соединений газопроводов при отсутствии специальных требований должны соответствовать следующим требованиям:

– отсутствие недопустимых внутренних дефектов при испытаниях на ударный излом;

• твердость металла шва и ЗТВ должна соответствовать требованиям, предъявляемым к стыковым сварным соединениям.

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, 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, ф/ъосы, защитные газы и их смеси) должны иметь сертификаты и удовлетворять требованиям государственных стандартов или технических условий.

15.2.11 Классификация сварочных материалов приведена в приложении Д.

15.2.12 К производству сварочных работ на магистральных газопроводах допускаются сварщики и специалисты сварочного производства, аттестованные в установленном порядке.

Сварочные материалы, сварочное оборудование и технологии сварки газопроводов должны быть аттестовав в установленном порядке.

15.3 Средства балластировки и закрепления 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, утяжеллощие навесные и кольцевые одиночные грузы, средства балластировки с использованием грунта.

15.3.2 Масса грузов, заполненных грунтом устройств должна обеспечивать балластирующую способность на единицу длины газопровода, не менее чем в два раза превышающую расчетную погонную выталкивающую силу воды при погружении газопровода до верхней образующей.

15.3.3 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.

15.3.4 все средства балластировки, применяемые для закрепления газопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.

15.3.5 Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготавливаться в виде изделий из бетона, особо тяжелых бетона и железобетона и других материалов с плотностью не менее 2300 кг/м³ (для особо тяжелых бетонов не менее 2900 кг/м³). Каждый груз подлежит маркировке несмываемой краской с указанием массы и объема груза, а грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду, маркируются дополнительным *«<де«сом.

15.3.6 Шаг утяжеляющих бетонных грузов и грунтонаполняемых средства балластировки (полимерноконтейнерных с каркасом и без него) устанавливается проектом.

15.3.7 Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы должны изготавливаться из чугуна (с учетом требований 15.3.1). из железобетона или других материалов в виде двух половин с плотностью согласно 15.3.5. Каждый полугруэ подлежит маркировке несмываемой краской с указанием массы и наружного диаметра газопровода, для которого предназначен этот груз.

15.3.8 Анкерные устройства изготавливаются из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

15.3.9 Допускается балластировка газопроводов комбинированными методами, включающими закрепление газопроводов грунтом в сочетании с утяжеляющими одиночными грузами, сплошным обетонированном. а также с геотекстмльными материалами.

15.4 Теплоизоляционные покрытия

15.4.1 Материал и толщина теплоизоляционного покрытия должде назначаться на основе теплотехнических расчетов из усповм* обеспечения необходимой температуры транспортирования газа. Проектирование тепловой изоляции газопроводов должно соответствовать основным требованиям свода правил, утвержденного Госстроем России (17).

15.4.2 Теплоизоляционное покрытие газопровода, транспортирующего газ при отрицательных температурах и укладываемого в траншею в пучимистых 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 устанав/ы-ватъ покрытие под кольцевые утяжелители без дополнительного усиления. Диапазон рабочих температур указанных материалов составляет от минус 50 °С до плюс 75 °С.

15.4.4 Материалы на основе экструдированного пенополистирола имеют низкое водоооглощеиие. устойчивы к многократным циклам промерэаиия/оттаиеания. Материалы могут выпускаться в виде плит, а также кольцевых сегментов заданной толщины.

15.5 внутренние гладкостиые покрытия труб

15.5.1 ВГП предназначено для снижения гидравлического сопротивления газопроводов, а также для защиты внутренней поверхности труб от атмосферной коррозии на время их транспортирования, хранения и выполнения СМР.

15.5.2 ВГП труб должно отвечать требованиям, представленным в таблице 21.

Таблица 21 — Псжазатегы свойств внутреннего гладвостного покрытия труб

Наименование показателя	Ftwwhb измерения	Норма
1 Адгезия покрытия методом решетчатого надреза, не более	балл	1
2 Адгезия покрытия после 240 ч выдержки в воде при температуре (20 ± 5) *С методом решетчатого надреза, не более	балл	2
3 Диаметр изгиба покрытия, ие более	мм	10
4 Booonornomewe свободной пленки покрытия после выдержки в воде при температуре (80 ± 5) *С е течение 48 ч, ие более	%	5
5 Налиме пор в покрытии, не более • в иеотверждеииом • в отверждонюм	штЛсм²	0 1
6 На/ычие пор в покрытии, испытание низким напряжением (9 В), не более	пробое в/м²	20
7 Твердость по Бухшгъцу. ие менее	условиях еднош	94
8 Стойкость покрытия к измоюеео газового давле»ыя	—	После десяти циклов отсутствие вздутий, разрушений
9 Стойкость покрытия к изменению гидравлического давления	—	После О9юго цикла отсутствие вздутий. ра> рушстмй
10 Стойкость к воздействию солевого тумана при температуре (25 13) *С в течение 240 ч	—	Отсутствие отслоений. вздутий
11 Стойкость покрытия к воаоействию воды при темпеоагу-ре (20 ± 5) *С в течение 240 ч	—	Отсутствие отслоений. вздутий
12 Стоимость к воздействие растворителя при температуре (20 ± 5) *С в течение 2 ч	—	Отсутствие отслоений. вздутий
13 Шероховатость покрытия (R?)’. не более	М(М	15
* Шероховатость покрытия (Rz) может быть изменена по требованию закэзнеса.

15.6 Геотекстмльиые материалы

Гео текстильные материалы рекомендуются к применению в конструкциях балластировки подземных газопроводов, противоэроэионных конструкциях и конструкциях притрассовых дорог и технологических проездов и насыпей.

ИСМ 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, георешетки и геокомлозкты).

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 22.

Скальный лист предназначен для защиты изоляционного слоя трубы при укладке газопроводов в скальных и в ММ Г.

Допускается использование геотекст ильных материалов, прошедших соответствующие испытадея в установленной порядке и рекомендованных к применению.

Таблица 22 — Фиэико-мехаиичеосие показатели геоаытегииеских материалов

Область применения	Прочность, к Нт	Удлинение при раэомае. %	Допустимая потеря ороч и ост и на растяжочс после 25 циклов лроморамиеаиия-от таиеаиия. не более. %
Армирование	Не менее 30	До 15	10
Разделение	Не менее 15	—	10
Противоэрознойная защита	Не менее 0.5	—	10

15.7 Термостабилизаторы

Двухфазные термосифоны — термостабилизаторы — необходимо применять при прокладке магистральных газопроводов в условиях криолитоэоны для обеспечения несущей способности грунтовых и свайных оснований фундаментов зданий КС, крановых узлов, узлов пуска и приема BTY едольтрассоеых ЛЭП. опор мостов, а также при сооружении и эксплуатации притрассовых дорог, для создания «мерзлотных стенок» и лротивофильтрационных 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 ЭХЗ.

16.1.2 В зависимостиот конкретных условий прокладки и эксплуатации газопроводов следует применять типы защитных покрытий, отвечающие требованиям нормативных документов.

16.1.3 Наружное антикоррозионное полиэтиленовое покрытие газопроводных труб может быть выполнено по одному из пяти классов, характеристики которых приведены е таблице 23.

Таблица 23 — Классификация погмэгилехэвых покрытий

			Класс покрытая
Условия	1	2	3	4	S
	нормального исполнения	специального исполнения	термостойкого исполнения
Долу стиеьы температур	От -20	От -20	От -20	От -20	От -20
ный диапазон эксплуатации. *С Допустимая температура окружающей среды. •С:	ДО ♦ 50	ДО ♦ 60	до ♦ 60	ДО ♦ 60	до ♦ 80
• при транспортирова	От -40	От -45	От -45	От -45	От -45
нии. проведении погрузочно-разгрузочных и СМР	ДО ♦ 50	ДО ♦ 60	до ♦ 60	ДО ♦ 60	до ♦ 60
• при хргаюнии	От-40	От – 60	От-60	От- 60	От – 60
	ДО ♦ 50	ДО ♦ 60	до ♦ 60	ДО ♦ 60	до ♦ 60

Окончание таблицы 23

	Класс покрытия
Условия	1	2	э	4	S
	мор	маль«о<о «споли	►ния	специального ИСПОЛМ«МИЯ	тор МОСТОВ кого исполнения
Тил прокладки трубопровода	в траншее	Подземный в траншее	Подземный в траншее	Наклонное бурение	Подземный в траншее, морской, наклонное бурение
Конструкция покрытия	Двухслойное. Трехе ловыое	Трехслоймое	Трехслойное	Трехслойное	Трехслойное
Максимальный диаметр труб, мм	До 530 включ.	До 530 вхлюч.	До 1420 включ.	До 1420 включ.	До 1420 вкжзч.

16.1.4 Наружное аитшоррозионное полиэтиленовое покрытие труб должно отвечать требованиям. представленным в таблице 24.

Таблица 24 — Показатели свойств полиэтиленового пофыгкя труб

Наименование показателя		Значение	для покрытия класса
1	2	3	4	5
1 Общая толщина псяфытия. мм. не менее*, для труб диаметром: • до 273 мм асгвоч.:	2.0	2.0		2.5	2.0 ~
-се. 273 до 530 мм включ.:	2.2	2.2	—	2.7	2,2-
– в 530 в 820 я;	—	—	2.5	3.0	2.5 –
– » 820 » 1420 »	—	—	3.0	3.5	з.о-
2 Диэлектриюосая сплошность покрытия. Отсутствие про	20	20	20	20	20
боя при электрическом напряжении. кВ. не менее
3 Относительное удлююние при разрыве полиэтиле
нового слоя покрытия при температуре минус 45 *С. %. не	100	100	100	100	100
менее
4 Проеюсть покрытия при ударе. Дж/мм. не менее:
• при температуре минус 45 “С:	—	5	7	8	7 –
– я 40 *С:	5	—	—	—	—
• при температуре плюс 50 *С:	3	—	—	—	—
-я60*С	—	3	4	5	4 –
5 Адгезия покрытия. Н/сяк. не менее:
– при температуре 23 *С :	70	120	200	250	250
– я 50*С;	30	—	—	—	—
– в 60 *С;	—	50	80	100	—
– я 80 *С	—	—	—	—	100
6 Адгезия покрытия при 23 *С после выдержки е веде в течение 1000 ч. №см. не менее: – при температуре 60 “С;	50
– я 80 *С:	—	70	100	100	—
– в 95 *С	—	—	—	—	100

Окончание таблицы 24

Наимеиоаамло показателя	Значение для покрытая класса
1	2	3	4	5
7 Исходное переходное сопротивление покрытия в 3 % водном растворе NaCI при температуре 23 *С Ом-м². ив менее	ю¹⁰	Ю¹⁰	ю¹⁰	ю¹⁰	10’°
8 Площадь отслаивают покрытия при катодной поляризации после выдержки в течение 30 сут. см², не более: – при температуре 60 С: -»80С	15	10	10	10	20
9 Стойкость пагмэт планового слоя покрытия к термостарению. Относительное удгммение при разрыве после выдержки на воздухе в течение 100 сут. %. не менее – при температуре 110 *С; – в 120 X	300	300	400	400	400
10 Устойчивость покрытия к термоциклмроеэнию. циклов. не менее: – при температурах от имус 50 С до плюс 20 X: – я 60 X я 20	10	10	10	10	10
11 Степень отверждения грунтовки АГд. X. в пределах
12 Усадка погьсэгиленоеого слоя покрытия при температуре 140 X. %. не более	45	45	45	45	45

* Допускается умеиыио»1е тогкщыы покрытия до 10 % над усилеююм сварного шва. а также локальное уменьшение толщины покрытия по поверхности трубы в случае, если площадь единичного дефекта — не более 10 см², а суммарная площадь участков с уменьшенной толщиной покрытия — не более 100 см² для труб диаметром до 530 мм включительно и не более 200 см² для труб диаметром свыше 530 мм. Для труб толщиной стеши более 18 мм общая миюшагьиая толщина покрытия должна быть увеличена на 0.5 мм.

” Для труб с покрытием, предназначенным для прокладки методом наклонного буреют. показатель должен соответствовать значениям, установленным для покрытий класса 4.

16.1.5 Наружное антикоррозионное полипропиленовое покрытие газопроводных труб может быть выполнено по одному из двух классов:

1) до80 °С;

2) до 110 ^вС.

Допустимая температура окружающей среды для труб с полипропиленовым покрытием при хранении. транспортировании, а также проведении погрузочно-разгрузочных и строительно-монтажных работ должна составлять от минус 20 °С до плюс 60 ’С.

16.1.6 Наружное антикоррозионное пол ил рол кленовое покрытие труб должно отвечать требованиям, представленным в таблице 25.

16.1.7 Трубы с покрытиями могут использоваться для строительства газопроводов надземной прокладки при условии дополнительной защиты покрытия от воздействия солнечной радиации.

16.1.8 Противокоррозионная защита зоны сварных монтажных стыков изолированных труб, монтажных и крановых узлов выполняется материалами, показатели свойств которых максимально приближены к показателям свойств основного покрытия и допущен к применению соответствующими нормативными документа**.

16.1.9 Для зашиты 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 нормативных документов.

Таблица 25 — Показа тегм свойств полипропиленового покрытия труб

Наиме иооапяе показателя	Энач««мо для покрыта» класса
1	2
1 Общая толиема покрытия, мм. не менее*, для труб диаметром: – до 273 мм включ.; – св. 273 до 530 мм включ.: – » 530 » 820 мм »: -я 820 я 1420 мм а	2.0 2.2 2.5 3.0	2.0 2.2 2.5 3.0
2 Диэлектрическая стоимость покрытия. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении. кВ. не менее	25	25
3 Относительное удлкые+ые при разрыве потмлролиленоеого слоя покрытия при текетературе минус 20 X. %. не менее	80	80
4 Проеюсгъ покрытия при ударе. Дж/мм. не менее: – при температуре ыьыус 20 X: – при температуре плюс 60 X	10 8	10 8
5 Адгезия покрытия, И/см. не менее: – при температуре 23 X : – я 80 X; – я 110 X	250 100	250 50
6 Адгезия покрытия при 23 ^вС после выдержки в воде в течение 1000 ч. И/см. не менее: • при температуре 80 X: – я 95 X	150	100
7 Исходное переходное сопротивление покрытия в 3 % водном растворе NaCI при температуре 23 X. Ом-м². не менее	10’°	10’°
8 Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации после лмлоржкм п тпчшякп ЯП луг гм² ми бпплд- • при температуре 80 *С: – я 95 X	20	20
9 С томах:ть полипропиленового слоя гкяфытия к гермостарению. Относительное удлм-еиие при разрыве после выдержки на воздухе в течение 100 сут. %. не менее • при температуре 120 X; – я 130 X	300	300
10 Устойчивость покрытия к термоцик/ыроеанию при температурах от минус 20 X до пдос 20 X. цтжлое. не менее	10	10
11 Степень отверждения грунтовки ЛТд, X. в пределах	3 £ ЛТд £ >2
12 Усадка полипропиленового слоя покрытия при температуре 170 X. V не более	35	35

‘Допускается уменьшено тогжцииы покрытия до 10 % над усилотмом сварного шва. а также локальное уменьшение толщины покрытия по поверхности трубы в случае, если площадь елмичного дефекта не более 10 см², а суммарная ппощда» участков с уменьшенной толщиной покрытия не более 100 см² для груб диаметром до 530 мм включительно и не более 200 см² для труб диаметром свыше 530 мм. Для труб толщиной стенки более 18 мм. а также для труб с покрытием, предназначенным для прокладки методом склонного буре кия. общая шыимальная толи*е<а покрытия должна быть увеличена на 0.5 мм.

16.1.10 В зависимости от температурам условий эксплуатации газопровода наружные термореакт немые покрытия делятся на четыре типа:

1) тип Лк-40 предназначен для строитагъства. реконструкции и капитального ремонта ЛЧ МГ и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатацдо 40 *С:

2) тип Пк-60 предназначен для строительства, реконструкции и капитального ремонта трубопроводов КС и ДКС. магистральных газопроводов и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатации 60 X;

3) тип Пк-80 предназначен для строительства, реконструкции и капитального ремонта трубопроводов КС. ДКС. ПХГ и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатации 80 X:

4) тип Пк-100 предназначен для строительства, реконструкции и капитального ремонта трубопроводов КС. ДКС. ПХГ и других объектов газовой промышленности с максимальной температурой эксплуатации 100Х.

16.1.11 Термореактивные материалы для получения покрытий в заводских или трассовых условиях нанесения должны обеспечивать выполнение показателей свойств покрытия, приведенных в таблице 26.

16.1.12 Условия применения термореактианых покрытий:

– хранение изделий с покрытием в интервале температур от минус 50 X до 50 X:

– транспортирование и проведение погрузочно-разгрузочных работ изделий с покрытием в интервале температур от минус45 °С до 50 *С:

– эксплуатация газопроводов и изделий с покрытием в интервале температур от ьмнус 20 °С до максимально допустимой температуры эксплуатации.

Таблица 26 — Технические требования к тврмореахтивным покрытиям

	Зндчеи**	Метод испытан**
1 Внешний вил покрытия	Однородная поверхность без пузьрей. трещин, отслоений, пропусков и других дефектов, ухудшаощкх качество покрытия	Визуальный осмотр
2 Диэлектрическая сллодоостъ покрытия. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении, к В/ми	5	Искровой дефектоскоп
3 Прочность при ударе. Дж/мм. не менее, при температурах – минус (30 ± 3) X; – (20 ± 5) X: – (40 ± 3) X	5(3)*	ГОСТ р 51164
4 Адгезия к стали методом отрыва. МПа. для всех типов покрытий, не менее, при температуре (20 ± 5) X	7	ИСО 4624:2002 (18]. ГОСТ 14760
5 Снижение адгезии к стадо после выдержки в воде е течение 1000 ч. % от исходной величины, не более, при температурах: (40 ± 3) X ( для Пк-40); (60 ± 3) X (для Пк-60): (80 ± 3) X (для Гк-80): (95 ± 3) X (для Пк-100)	30 40 50 50	ИСО 4624:2002 (18]. ГОСТ 14760
6 Площадь отслаивайся покрытия при поля риза-идо. см², не более (20 ± 5) X 30 суток (Пк-40. Пк-60. Гк-80. Гк-100); (60 ± 3) X 7 суток (для Пк-40); (801 3) X 7 суток (для Пк-60): (95 ± 3) X 7сутак (для Пк-80): (95 ± 3) X 15 суток (для Гк-100)	8 10 10 10 10	ГОСТ Р 51164

Окончание таблицы 26

Наименование по«а»ателя	Знамение	Метод испытания
7 Переходное сопротивление покрытия. Ом м². не
менее
• исходное (для всех типов) • после 100 суток аыдержхи в 3 % растворе NaCI гф* температуре (60 ± 3) “С (для Пк-40. Гк-60) – после 100 суток выдержки в 3 % растворе NaCI при температуре (80 ± 3) С (для Пк-80) – после 100 суток выдержки в 3 % растворе NaCI гфм температуре (95 ± 3) С (для Пк-100) – после 100 суток термостареиия при (80 ± 3) ‘С и последующей выдержки в 3 % растворе Nad в тег к»—о 10 суток при температуре (60 1 3) С (для ГЬс-80) – после 100 суток термостарения при (100 1 3) С и последующей выдержки в 3 % растворе NaCI в течете 10 суток при температуре (60 ± 3) *С (для Гк-100)	10^е 10⁷ 10⁷	ГОСТ Р 51164

10⁷ 10⁵


10^е

8 Сопроти влете пеиетрации (едавливатю):
• при температуре 20 “С. мм. не более (все типы). При других температурах. % от исходной толщины:	0.3
• при температуре (40 ± 3) *С (для Пк-40)	20	ГОСТ Р 51164
– а (60 ± 3) *С (для ГЬс-60)	20
• » (80 ± 3) °С (для Пк-80)	25
• » (100 ± 3) *С (для Пк-100)	30
9 Впагопоглощение (водопоглощение) через 1000 ч.
%. не более:
• при температуре (40 ± 3) *С (для Пк-40)	5
• » (60 ± 3) ^#С (для Пк-60)	5	ГОСТ 4650
• » (80 ± 3) *С (для Пк-80)	8
• » (90 ± 3) *С (для Пк-100)	8
10 Протостъ при разрыве. МПа. не менее, при температуре (20 ± 5) *С	в (12)*	ГОСТ 11262
11 Orwvx г отмщала упри» гм юл при рахрыпм Ч». но ua> нее. при температуре (20 ± 5) *С	20 ЮГ	ГОСТ 11262
12 Стойкость покрытия к отслаиванию при термо-циклироеамии для всех пеюе. количество долов без от-слаиватя и растрескивания покрытия, не менее, в интервале температур от минус (60 ± 5) С до (20 ± 5) С	10“	ГОСТ 31448
13 Поры на срезе покрытия, проведенном лсд углом	Отсутствие пор на грани
(35 ± 5)*при трех-пяти кратном уветь^ении	це между металлом и покрытием	ГОСТ Р 51164
* Без скобок приведено зиачете показателя для покрытий на полиуретановой основе, в скобках — для
покрытий на эпоксидной основе.
~ Только для условий заводского (базового) и трассовою нанесения в районах Краиюго Севера.

16.1.13 Основные положения по применению антикоррозионных покрытий определяются условиями строительства и эксплуатации объекта газопровода, которые включают:

• диаметр газопровода:

– проектную эксплуатационную температуру газопровода;

. условия прохождения газопровода:

• сезонный график проведения СМР:

– условия транспортирования и хранетя монтажных изделий для строительства газопровода:

• нормативный срок службы газопровода.

16.1.14 Трубы и СДТ с противокоррозионным покрытием, антикоррозионные материалы и технологические процессы их нанесения должны отвечать требованиям международных и национальных стандартов. других технических документов, применение которых согласовано в установленном порядке, и требованиям настоящего раздела.

16.2 Электрохимическая защита подземных газопроводов

16.2.1 Общие требования

16.2.1.1 Подземные и подводные стальные сооружения газопроводов подлежат ЭХЗ от коррозии независимо от коррозионной агрессивности окружающей среды. Сооружения, температура металла которых в течение всего периода эксплуатации менее чем 268 К (минус 5 “С), не подлежат ЭХЗ при отсутствии негативного влияния блуждающих и индуцированных токов, вызванного сторонними источниками.

16.2.1.2 Система ЭХЗ может включать в себя:

• УКЗ (в т. ч. преобразователи катодной защиты. АЗ. кабельные и ВЛ к точкам дренажа и АЗ):

– протекторную установку:

•УДЗ:

– КИП и контрольно-диагностические пункты:

-ВЭИ;

– устройства регулирования защитного тока;

– АИП:

• средства телеконтропя и телеуправления УКЗ и средства коррозионного мониторинга.

В зависимости от конфетных условий эксплуатации МГ система ЭХЗ может включать все и/ы некоторые из этих элементов.

16.2.1.3 Средства ЭХЗ должны обеспечить катодную поляризацию, соответствующую коррозионной ситуации на проектируемом участке на всем его протяжении в интервале поляризационных потенциалов, указанных в таблице 27 и регламентированиях ГОСТ Р 51164.

16.2.1.4 Проектирование средств ЭХЗ газопровода, расположенного в зоне действия блуждающих токов, должно осуществляться с учетом их ввода в действие не позднее одного месяца после его засыпки грунтом, а на прочих участках — не позднее трех месяцев. Если проектом предусматриваются более поздние сроки окончания строительства ЭХЗ газопровода и ввода ее в эксплуатацию, необходимо предусмотреть временную ЭХЗ со сроками введения в эксплуатацию, указанными в настоящем пункте.

Временная ЭХЗ газопровода осуществляется протекторными установками или подключением средств ЭХЗ. находящихся вблизи подземных сооружений.

16-2.1.5 При проектировании системы ЭХЗ газопровода, располагающегося рядом с другими подземными коммуникациями, следует предусмотреть мероприятия по исключению негативного влияния на соседние коммуникации. В этих случаях может применяться раздельная или совместная защита. Подключе* ние элементов совместной защиты к коммуникациям других собственников должно выполняться после согласования с владельцем сооружения.

Таблица 27 — Интервалы поляризационных погенкюлов

Условия эксплуатации трубоаровода	Минимальном зашмгюй полариэацмомямй лотаацмап отпоситатою МСЭ. В
По температуре продукта	Т £ 313 К (40 ^вС)	-0.85
Т> 313 К (40 *С)	-0.95
По характеристике коррозионной среды	Грунты с уделыма электрическим сопротивлением менее 10 Ом-м	-0.95
Примечания 1 Ветчина максимально допустимого поляризационного потенциала не может быть ниже, чем минус 12 В относитехъно МСЭ. 2 Для трубопроводов, температура транспортируемого продукта которых не выше 278 К (5 С). минимальный защитный потенциал устанавливается лолажительнее привело» в в^х значений на 0.05 В. 3 Величина максима/ъно допустимого поляриаадея+юго потенциала на трубопроводах, изготовленных из у про в юн mix сталей выше класса К60. не может быть ниже, чем минус 1.1 В относительно МСЭ.

16.2.1.6 Систему ЭХЗ необходимо проектировать с учетом действующих систем ЭХЗ эксплуатируемых соседних газопроводов и перспективного строительства подземных металлических сооружений вдоль трассы проектируемого газопровода.

16.2.1.7 При наличии опасного влияния индуцированных токов высоковольтных Л ЭЛ на защищаемый газопровод в состав проекта должны быть включены мероприятия по ограничению этого воздействия.

16.2.1.8 Защитные заземления оборудования и сооружений, не имеющих гальванической развязки с защищаемыми сооружениями, а также заэемлители сметем молниезащиты для снижения негативного влияния на окгтему ЭХЗ следует проектировать из оцинкованной стали.

16.2.1.9 Проектом должен быть предусмотрен контроль искровым дефектоскопом сплошности изоляционного покрытия смонтированного трубопровода перед укладкой его в траншею. Качество изоляционного покрытия на законченных строительством участках трубопроводов должно быть проконтролировано в соответствии с требованияьы ГОСТ Р 51164. При неудовлетворительных реэу/ьтатах контроля производится поиск и устранение дефектов покрытия с последующей повторной проверкой участка трубопровода.

16.2.2 Установки катодной защиты

16.2.2.1 Места монтажа УКЗ следует предусматривать преимущественно рядом с линейными кранами газопровода. УКЗ должны быть блочно-комплектного исполнения и предусматривать минимум СМР и пусконаладочных работ.

16.2.2.2 Проектируемые УКЗ должны обеспечивать режим автоматического поддержания защитного потенциала и подключение к системе дистанционного контроля и регулирования режимов.

16.2.2.3 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 ванаалоэащи-щенными.

16.2-2.4 Электроснабжение УКЗ ЛЧ МГ может осуществляться от адольтрассовых ЛЭП или автономных источников.

16.2.2.5 В системе ЭХЗ трубопровода должен быть предусмотрен дистанционный контроль всех проектируемых УКЗ. В качестве системы тел ©контроля ЭХЗ возможно использование средств линейной телемеханики и (или) специальной системы телеконтроля и дистанционного управления ЭХЗ. Параметры, входящие в систему дистанционного контроля должны поступать на рабочий стол оператооа/икженера по защите от коррозии.

16.2.2.6 Расчет параметров ЭХЗ необходимо выполнять с учетом старения изоляции на ЗО-й год эксплуатации. Проектная документация должна содержать сведения о режимах УКЗ (напряжение и ток) на начальный момент и 30-й год эксплуатации. Выбор преобразователя катодной защиты должен осуществляться с учетом 50 % запаса по выходному напряжению и току на начальный момент эксплуатации газопровода.

16.2.3 Анодные заземления

16.2.3.1 8 УКЗ проектируются глубинные и подповерхностные АЗ. В качестве подповерхностных заземлений могут применяться сосредоточенные, распределенные и протяженные. Тип АЗ определяется в зависимости от мощности и расположения слоев грунта, удельного электрического сопротивления грунта на участке расположения АЗ и расположения защищаемых коммуникаций.

16.2.3.2 Глубину скважины для заэемлителей следует определять с учетом анализа геологического разреза: электроды АЗ должны монтироваться в пластах с минимальным удельным электрическим сопротивлением. Расстояние между скважинами глубинного АЗ определяется с учетом минимизации экранирующего эффекта скважин.

16.2.3.3 Расчетный срок службы АЗ следует принимать не менее 30 лет. меньший срок службы должен быть подтвержден технико-экономическим обоснованием.

16.2.3.4 АЗ не должны оказывать вредного влияния на окружающую среду. АЗ. расположенные в горизонтах питьевой воды, должны быть выполнены из малорастворимых материалов: углеродосодержащих, магнетита или высококремнистого чугуна. При бурении скважин под АЗ следует предусмотреть мероприятия. предупреждающие перетоки грунтовых вод из одного пласта в другой.

16.2.3.5 Критериями выбора мест размещения АЗ являются:

• первоочередное обеспечение нормативных параметров катодной защиты наиболее ответственных коммуникации;

– участки с грунтами наименьшего удельного эпектричеоюсо сопротивления;

– ограничение негативного (вредного) вгмяния на сторонние подземные коммуникации с раздельной защитой (в т. ч. участки с локальной защитой).

16.2.3.6 Анодные или дренажные линии следует проектировать, как правило, кабелем с медной токоведущей жилой, сечением не менее 16 мм², и двойной изоляцией: допускается применение ВЛ из стале-алюминееого изолированного провода. При проектировании анодных ВЛ следует учитывать ветровые нагрузки.

16.2.3.7 Подключение нескольких У КЗ с разными точками дренажа на одно АЗ не допускается.

16.2.4 Установки протехторной защиты

16.2.4.1 В проекте ЭХЗ газопровода протекторы следует предусматривать для:

• основной защиты кожухов (патронов) на переходах под автомобильными и железными дорогами:

– временной защиты от коррозии строящихся участков газопровода.

16.2.4.2 При проектировании УПЗ следует использовать протекторы на основе магниевых сплавов.

16.2.4.3 Размещение протекторов следует предусматривать в местах с минимальным сопротивлением грунта и ниже глубины его промерзания.

16.2.5 Дренажная защита

16.2.5.1 Необходимость дренажной защиты следует определять по результатам изыскании.

16.2.5.2 УДЗ следует проектировать в местах пересечения с сооружением и (или) сближения с источником блуждающих токов, а также в ансдшх и знакопеременных зонах на газопроводе. При удалении газопровода от источника блуждающих токов на расстояние более 1000 м. а также при невозможности подключения к ним УДЗ следует применять УКЗ с автоматическим поддержанием защитного потенциала

16.2.6 Контрольно-измерительные пункты

16.2.6.1 КИП на защищаемых сооружениях располагаются в соответствии с требованиями РОСТР 51164.

16.2.6.2 Все выводы в КИП должны быть выполнены медными двужильными кабелями в двойной полимерной изоляции с приваркой каждой жилы отдельно к сооружению.

16.2.6.3 Для сварки (пайки) кабелей ЭХЗ к магистральным газопроводам могут применяться следующие технологии:

– ручная дуговая сварка покрытыми электродами;

• термитная сварка;

. конденсаторная сварка:

– дуговая штифтовая пайка.

Технологические процессы и материалы для сварки (пайки) кабелей ЭХЗ должны отвечать требованиям технических документов, применение которых согласовано в установленном порядке.

16.2.6.4 То*жа подключения дренажного кабеля к трубопроводу должна располагаться на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от точки подключения контрольного вывода от трубопровода.

16.2.6.5 На всех проектируемых линейных КИП должна быть предусмотрена возможность контроля поляризационного потенциала сооружения.

16.2.6.6 Клеммная колодка КИП для подключения протекторов. АЗ и электрических перемычек должна иметь не менее двух клемм, к которым подключают объекты измерения и шунт необходимого номинала для измерения силы тока.

16 .2.6.7 КИП для измерения тока в газопроводе должны быть установлены в точках дренажа УКЗ на каждом плече защитной зоны и на участках подводных переходов на обоих берегах на границе водоохраной зоны шириной более 500 м. Для измерения тока должны быть предусмотрены четыре вывода от газопровода, расстояние по трубе между измерительными (внутренними) выводами должно составлять 100 м.

16.2.6.8 Дренажный КИП должен оснащаться контрольными кабельными выеодаьы для их подключения к УКЗ. эксплуатирующейся в режиме автоматического поддержания поляризационного потенциала, или включения в состав системы дистанционного коррозионного мониторинга.

16.2.7 ЭХЗ технологических трубопроводов КС

16.2.7.1 Подземные технологические коммуникации промплощадок КС должны иметь раздельную от ЛЧ газопровода систему ЭХЗ. Разделение осуществляется применением ВЭИ.

16.2.7.2 ЭХЗ коммуникаций КС осуществляется У КЗ преимущественно с комбинированной системой АЗ (глубинные АЗ в сочетании с лоопоеерхностными). Протяженные АЗ используются для защиты наиболее экранированных для защитного тока коммуникаций.

16.2.7.3 Протяженные АЗ должны быть подключены к УКЗ через диодно-резисторные блоки для обеспечения регулирования защитного тока по каждому аноду.

16.2.7.4 Проектирование глубжных АЗ на КС следует производить на основании данных вертикального электрического зондирования грунтов и с учетом расположения подземных коммуникаций промышленной площадки.

16.2.7.5 Катодные и анодные линии проектируются в кабельном исполнении, допускается их монтаж на эстакадах.

16.2.7.6 Место строительства АЗ следует выбирать с учетом перспективного строительства КС на следующих очередях (нитках) газопроводов.

16.2.7.7 Для контроля защитного потенциала на подземных коммуникациях КС допускается не устанавливать КИП в случае, если обеспечена возможность электрического контакта с защищаемым сооруже-

умДКА

16.2.7.8 При расположении над подземными коммуникациями КС сплошного асфальтного или бетонного покрытия проектом должны быть предусмотрены места, укрытые ковером. для возможности установки переносного МСЭ в грунт над трубопроводом.

16.2.8 Коррозионный мониторинг

16.2.8.1 Проектирование ЭХЗ подземных коммуникаций осуществляется с учетом ее включения в систему коррозионного мониторинга.

16.2.82 В проекте ЭХЗ газопровода должен быть предусмотрен дистанционный контроль УКЗ и УДЗ с выводом контролируемых параметров на АРМ инженера по защите от коррозии или рабочий стол оператора е соответствии с заданием на проектирование и возможностью регу/мроеания режимов работы УКЗ. В качестве системы телеконтроля ЭХЗ возможно использование средств линейной телемеханики и (или) специальной системы телеконтроля и дистанционного управления ЭХЗ.

16.2.8.3 На подземных коммуникациях следует предусматривать ТКМ на следующих участках:

– в точках дренажа УКЗ и УДЗ.

• в середине зон защиты соседних УКЗ:

– на участках опасного действия блуждающих и индуцированных токов:

• на участках высокой коррозионной опасности:

– русловой части подводных переходов протяженностью более 4 км при отсутствии стационарных КИП. за исключением переходов, выоопиежых методом ГИБ:

– на ньрьиьчьнинд и ка1Ы1/рийнымиаыимиС»шы«ыми и железными доршами.

16.2.8.4 В состав ТКМ могут быть включены следующие устройства:

– стационар»** электроды сравнения:

• устройства для измерения поляризационного потенциала:

– всломогате/ъные электроды-имитаторы дефекта изоляции:

• образцы-свидетели:

– датчики (индикаторы) коррозии для определения скорости коррозии;

• другие дапмкм, контролирующие корроэион»** процессы на газопроводе.

16.3 Защита надземных газопроводов от атмосферной коррозии

16.3.1 Газопроводы при надземной прокладке должны защищаться от коррозии атмосферостойкими покрытиями.

16.3.2 Лакокрасочные покрытия (системы покрытий), применяемые для защиты от атмосферной коррозии. должны соответствовать техническим требованиям, обеспечивающим качество и долговечность покрытия. Данные о соответствии лаиэфэсо^ых покрытий техническим требованиям предоставляет производитель покрытий (систем пофытии) в виде сертификата и (или) заключения организации, имеющей подтверждение компетенции.

16.3.3 Для защиты от коррозии рекомендуется применять системы атмосферостойких лакокрасочных покрытий на основе эпоксидных и полиуретановых лакокрасочных материалов. Выбор антикоррозионных покрытий производиться на стадии проектирования в соответствии с ГОСТ 9.039 и с учетом степени коррозионной агрессивности атмосферы по ГОСТ 15150. а также с учетом необходимого срока службы покрытия.

16.3.4 Антикоррозионные покрытия, применяемые для защиты от атмосферной коррозии надземных участков трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных трубопроводов, долям быть устойчивыми к нагрузкам, возникающим в результате перепадов температур в процессе эксплуатации: иметь прочное сцепление с металлической поверхностью: быть сплошными и обеспечивать сохранность защитных и декоративных свойств.

16.3.5 Для временной защиты на период транспортирования, хранения и монтажа элементов трубопроводов допускается применение средств в соответствии с ГОСТ 9.014.

17 Технологическая связь газопроводов

17.1 Магистральные газопроводы должна быть оборудованы линиями и сооружениями технологической связи, обеспечивающими все требования систем управления технологическими процессами трубопроводного комплекса.

17.2 Технологическая связь газопроводов должна обеспечивать:

• магистральную связь организации, эксплуатирующей МГ, с диспетчерскими пунктами объединений (управлений) по добьне и транспортирован»*) 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 МГ. КС. ГРС и ПХГ:

– диспетчерскую телефонную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений магистра/ъных газопроводов с подчиненными им КС. ГРС. ремонтно-восстановительными и эксплуатационными службами газопровода, пунктами замера транспортируемого продукта, линейными ремонтерами (обходчиками), а также с ПХГ и ГС промыслов:

– линейную связь диспетчерских пунктов линейно-производственных управлений МГ оо специальными транспортными средствами и ремонтными бригадами, работающими на трассе газопровода:

• оперативно-производственную телефонную связь организации, эксплуатирующей МГ. с управлениями МГ и объед*иениями (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 соееща»** организации, эксплуатирующей МГ. с объединениями (управлениями) по добыче и транспортированию газа и газового конденсата, управлениями МГ. основными эксплуатационными службами газопровода, промыслами. ПХГ;

– местную связь промышленных площадок и жилых поселков с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и других миюютерств и ведомств для организации обслуживания вызовов экстренных оперативных служб;

• каналы связи для центральной _и линейной телемеханики;

– каналы связи для автоматизированной системы управления.

Примечание — Связь ГРС с потребителем газа осуществляется средствами местной толефмюи связи, строительство мотором выпо/хяет потребите?*» газа. В состав стромта/ъства технологической связи газопровода сродства местной телефонной связи не входят.

17.3 Проектирование линий технологической связи газопроводов необходимо осуществлять в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию /ыний связи, утвержденных в установленном порядке.

17.4 Линии связи подразделяются на магистрагьные. внутризоновые и местные.

17.5 Магистральные, внутризоновые и местные линии связи могут быть организованы на основе:

– волоконно-оптических линий связи:

. радиорелейных линий связи:

– кабельных линий связи.

8 качестве резерва используются спутниковые линии связи

выбор типа линий связи должен быть обоснован технике-экономическим расчетом.

17.6 Проектирование помещений для размещения оборудования технологической связи и соответствующих зданий, а также средств и систем местной связи на промплощадках следует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

18 Охрана окружающей среды

18.1 Проектирование газопроводной системы должно выполняться в соответствии с требованиями российских стандартов, правил, нормативных актов в области охраны окружающей среды.

18.2 В проектах на строительство газопроводов необходимо предусматривать проведение инженер-но-эко логических изысканий. ОВОС, а также решения по охране окружающей среды при сооружении газопроводов и последующей их эксплуатации.

18.3 Мероприятия по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

18.4 В проектной документации на строительство и эксплуатацдо трубопровода необходимо предусмотреть рекультивацию нарушенных эеме/ъ при строительстве, которая производится на основании Земельного кодекса [3] и требований основных положений, разработанных в соответствии с Постановлением [19].

18.5 Разработку раздела «Рекультивация наруиюжых земель при строительстве» следует выполнять отдельными томаьы (книгами).

18.6 Для газопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и районах, прилегающих к северному побережью Российской Федерации, в проекте должны предусматриваться дополнительные мероприятия по охране природы в этих районах согласно действующему законодательству Российской Федерации.

18.7 С целью уменьшения негативного воздействия на земельные ресурсы все СМР проводятся исключительно в пределах полосы отвода при наличии всех необходимых и утвержденных разрешительных документов.

18.8 Разработка системы ПЭМ. а также проведение ПЭМ(К) при эксплуатации объектов МГ должны соответствовать действующим нормативным документам.

ПЭМ(К) при строительстве линейных объектов заключается в экологическом контроле выполнения природоохранных мероприятий на всех стадиях:

• контроль соблюдения технологии выполнения ремонтно-строительных работ;

– контроль соответствия использования применяемых строителями технических средств условиям обеспечения экологической безопасности окружающей среды;

– контроль соблюдения сроков СМР;

– контроль соответствия сертификатов поставки применяемых материалов.

19 Вывод из эксплуатации

19.1 Для вывода газопровода из эксплуатации необходимо разработать документы по выводу трубопровода из эксплуатации.

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;

– пропарка.

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 находиться в безопасном состоянии до полной их ликвидации или использования по другому назначению.

Методика определения толщин стенок штампованных и штамп ос верных тройников

А.1 Условные обозначения

Следующие условные обозначения, показанные на рисумсв А.1. относятся тогъко к приложен**) А:

D — иаружжэй диаметр основной (магистральной) трубы тройника, м;

D_q — внутренний диаметр ответвления тройника, измеряемый в продольной плоскости симметрии на уровне образующей наружной поверхдести ооовной трубы, м: d — наружный диаметр ответвления тройника, м.

H_t — высота расчетной зоны уошемия тройника, м;

Г„ — расчетная толирма стенки условной трубы, имеющей диаметр присоединяемой трубы к магистраты тройника и материал тройнмка. м, определяется в соответствии с требованиями 13.2.1.

t_b — расчетная толирыа стенки условной трубы, имеющей диаметр присоединяемой трубы к ответвлстяео тропика и материал тройьмка. м. определяется в соответствии с требованиями 13.2.1.

Т_л — расчетная тогкщыа стенки основной трубы тройника, м:

Т₀ — расчетная толииыа сгенвсх ответвления, м:

Г₀ — толщина стенки ответвления, измеряемая в продогъной плоскости симметрии на расстоянии г₀ от образующей наружной поверхности ооювной трубы, м:

г₀ — радиус закругления наружной поверхности сечения тройнта в продольной плоскости оякметрии. м; L, — полудгвыа расчетной зоны усиления троьыша. м.

А.2 Исходное условие прочности тройиюса

Условие лро^ыости троньявсз. которое соответствует пр*ыципу замещения площадей, представляется в виде условия

At+As+AjZA. (А.1)

Входящие в неравенство (А.1) составляющие расчетной площади усиления тройника определится на основании геометрических размеров рисунка А.1 по формулам:

A*K-(U-Oo%	(А-2)
Ai=(2L,-D₀)(T>-t_h);	(А.З)
А^ — 2 • Hi • (Т₀ toy:	(А.4)
А,«2т_в-(7_в-У*	(А.5)
в которых коэффициент К и геометрические размеры вычисляют по формулам:
■ при ^ S0.15: К-0.7; -при 0.15<^- S0.60: К = 0.6*\|”^. ■ при £ >0.60: К- 1	: (А.6)
II Р	(А.7)
Н, = 0.7- Jd T_a :	(А>8)
Dq ~ d — 2Т₀:	(А.9)
т_н = п • <«:	(А. Ю)
h- II	(А.11)
	(А.12)
где п —коэффициент несущей способности тройника; у. 4 — коэффициенты, значения которых следует принимать в зависимости от конжретмой технологии изготовления тройников.

а) при Т₀ >Т_Ь б) при Г₀ =

Рисунок А.1 — Со*ю»—о троймми продогъной плоскостью симметрии (фрагмент)

Для тройников по схеме а) рисунка А. 1 для предварительных расчетов допускается принимать значения коэффиииента у равными у = 1.15. Для тройнюсое по схеме б) рисута А.1 (при Т₀ = Т_ё) из выражений (А.11). (А. 12) следует, что у= 1.

Коэффициент ^ определяется по формуле

§ = 0.7*0.75 ■{%-⁰⁶) np«0.6S ^ S1.

5 = 0.7 при ^ < 0.6. <А.13)

Значения радиуса закругления г&. мм. могут находиться в пределах

(r<Amo » rnin{0.05 • сt 38}. (А.14)

Для предварительных расчетов величию г₀ может быть принята по формуле

г₀ *0.075‘4+7. (А. 15)

АЗ Определение коэффициента несущей способности тройника

Коэффициент несущей способности тропика г\ определяется на основами равенства (А.1). выражен** (А2) — (А 15) и допущения о том, что расчетные толщи** стенок t_b и 1_Ь лропорщюнальны соответствующим диаметрам

(А 16)

b_.d_

t>~D

(Л-1)'(4-2-у> $ т\ Л) – %) -VT’s-Л-* *2•n-t’fr-‘Q-‘o ” ^К (^d“² 7 q =0. (А17)

Уравнение (А 17) является нелтейным относительно искомого неизвестного ц. Решение следует выполнять методом посладоеататюие прибгыжеии*. задаваясь каким-тбо значением п> 1 и проверяя выполнете условия (А17). В качестве конечного значения т\ следует примять его и и ни манное значение (при заданной тоюости аьнисле*«), при котором удовлетворяется условие (А 17).

Для тройников, у которых отношение диаметра ответвления к диаметру магистрали выводится из условия

0.6S-g-<1. (А. 18)

■оэффиииеит |) при .мается (без решения уравнения (А. 17)) рааым коэффициенту, высмоленному >фи -^ = 1.

Расчетное значение коэффициента несущей способности тройника испотэуемое далее для определения всех необходик**х размеров тром*еса. принимается из условия

Па ^{ж ma}*(^TUt7^:1>- (А. 19)

ГДв Чам — значение коэффициента q. найдо*юе из уравнения (А17).

А4 Упрощение уравнения (А. 17) для варианта комструкшм тройника по схеме а) рисунка А1

У^мтывая. что для дамой конструкции тройника у = 1. уравнение (А 17) упрощается и приобретает вид формулы

(ц-1) (rf-24 П <.) ♦lA-fVn – £) ^ П* ‘/. ” * <«* -2 $ П /_я) =0 . (AJ20)

А5 Расчетные и номинальные толщи** магистрали и ответвления тройника

Расчетная тогжцина магистрали Т_а тро*ыка находится по формуле (А 10). а расчетная толщина ответвле-*» Т_ь — по формуле (А 12).

Номьеотные толщин стенок магистрат и ответвления тромеса устанавливаются в соответствии с принятой практикой изготовления тройское.

Примечания

1 Допускается выпогхять расчет по уравнению (А 17) при «омкретмх значениях радиуса закругления Tq. полудни** L, и высоты Ну. указа м**х в технических условиях предприятия-изготовителя. При этом принятые в расчете значения L, и Ну не могут превышать качений, получаемых из выражений (А7) и (А8) соответстве*ю.

2 Допускается конструкция громка без удткитетного кольца при условии, что высота Ну удовлетворяет требованиям про*юсти тройника.

3 При решен яы уравнения (А17) в качестве расчетных диаметров тротикэ следует принимать диаметры присоедкыяемых труб к магистраты и ответвленыю тромеса соответственно.

4 Высота выдавленном части ответвления трой*иа должю быть не менее велиы** г₀ ♦ Т_ь.

5 Фактическая длина тройника не должна быть менее ветчины d ♦ 2 • г₀.

Определение толщин стенок сварных тройников без усиливающих элементов

Б.1 Условные обозначения

Следующие условные обозначения, показанные на рисуысе Б.1. относятся только к приложению Б:

D — наружный диаметр основном трубы (магистрали) трожкжа. м: d — наружны* диаметр ответвления тройника, мс d – внутреюм* диаметр ответвления тройника, м:

L — высота расчетной зоны усиления тропика в направлена ответвления, м:

— расчетная топиежв стенки условной трубы, имеющей диаметр и материал магистрали тропика. м. k — расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр и материал ответвления тропика, м: Г₀ — расчетная толш»е«а стент магистрали троймоса. м:

Т₀ — расчетная толщдеа стен** ответвления, м;

о,.* — норматив^»* предел текучести материала магистрат* тройюжа. м:

— нормативен одедел текучести материала ответвле*мя тро*«ыка. м.

Б.2 Исходное условие прочности тройника

А_%+А₂ЪА. (Б.1)

Расчетная площадь усиления тропика А и входаиие в неравенство (Б.1) составляюирад 4, и А₂ показаны на рисунке Б.1 и определяются по формулам:

4 =	d.W.	(Б.2)
А\ =d_t •		(Б.З)
4?=2 L		(Б.4)
d, = d-	2 Ъ.	(Б.5)
L=Z5 Г_й*.	<Б.6)

где 7^. 7^ — предварительные значения расчетных тогхдин стенок, соответствен*) магистрали и ответвления тройника.

Рисунок Б.1 — Схема для расчета сварного тройника (сечение продольной плоскостью симметрии — фрагмент)

Б.З Основные допущения при решении неравенства (Б.1)

К = п	(Б.7)
Г* – ⁶ . т** ^fo – s ■ • п.	(Б.8)

(Б.9)

^ = 0.45 ♦ 0.S5 •£.

где л — коэффициент несущей способности тропика.

Б.4 Определение коэффициента несущей способности тройника

Коэффициент несущей способности тропика п находится из решения квадратного уравнения относмтвгъ-но т). полу*ооного при подстановке в равенство (Б.1) выражений для составляющих (Б.2) — (Б.4) при учете зависимостей (Б.5) — (Б.9):

	(Б. 10)
	(Б.11)
	(Б. 12)
	(Б. 13)
трубы.	имеющей
трубы.	имеющей

a*Ti² + bn + c = 0:

b = d + 4 k

с –2 – d.

Расчетная толщина ^ магистрали тройника определяется для условной прямой доэметр и материал магистрали трой»ика. в соответствен с требованиям* 13.2.1—13.2.4.

Расчетная толщина ^ ответвления тройника определяется для условной прямой доэметр и материал ответвления тройника, а соответствен с требованиям* 13.2.1—13.2.4.

Примечание — Расчетная толщина стенки отэетвл®ия трои мяса должна составлять не моноо 6 мм. В результате получается решение для коэффициента несущей способности тройника а виде формулы

^ч“(‘5’М‘^л+^^1>*’⁴*‘^е)- ^<Б14)

Б.5 Расчетные и номинальные толщины стенок магистрали и ответвления тройника

Расчетте гогкцииы стенок магистрали и ответвления тройника получаются из формул:

= ДМ (Б.15)

Ъ-i-Tr (Б.16)

Номяильные толщмка! стенок магистрали и ответвления тромика устанавливаются в соответстаи с 13.2.7.

Определение расчетного радиуса кривизны участка подземного газопровода

В.1 Данная методика определенен» расчетного радиуса кривизны подземного газопровода предназначена для применения при оценке общей устойчивости участка МГ с выпуклыми углами поворота трассы в вертикальной плоскости.

В.2 Расчетный радиус кривизны ро является характеристикой печального изгиба заглубленного в грунт газопровода. Под расчет»**! радиусом понимается миюшагьный радиус кривизны оси трубы, если изгиб имеет место на всей дгоые волны выпучивания. что обычно наблюдается при свободном (упругом) изгибе газопровода. Таким образом, если длина хорды кривой больше или равна критической дл»ие вогвы выгуливания, ю в качестве расчетного радиуса принимается фактический радиус кривизны оси трубы, т. е. имеет место условие

при p вп|. = р. (В.1)

где L_c, — критическая длина вол»ы выпучивания, м:

р — минимальный радиус кривизны оси трубопровода, м; о — угол поворота оси трассы газопровода, градусы.

В.З Поворот газопроводов может выпогыяться с применением отводов (колен) маидеиого гнутья или заводских отводов с радиусом кривизны оси не моноо 5 DN (в соответствии с рисунком В.1). В атом случае условие (В.1) обычно не соблюдается, т. е. перемещение газопровода происходит на длине, вк/вочающей и примыкаюиие к отводам первоначально прямолинейные участки. Зная длину вогыы выпучивания, расчетный радиус определяют как рахиус кривой, проходимей через начало и коней волны вытучивмся и еерилыу угла поворота.

В.4 Так как дома во/»** выпучиважя зависит от расчетного радиуса кривизн оси. го решение выполняется методом последовательных приближений Вначале задаются возможной длиной вогмы выпучивания, примерно в (40 — 70) DN.

В.5 В зависимости от схемы угла поворота трассы (см. рисунок В.1) в первом приближении определяется расчетный радиус р*>.

В.5.1 Схема а) рисумсэ В.1.

Считается, что угол поворота трассы а £ 9*. доев хорды кривой to менее длины волны ветучивадея и дома каждого из прямогшме»мых примыкающих участков такова, что выполняется неравенство

(В2)

Расчетный радиус кривимы вы*мсляют по формуле

2 Ц, oosf

(В.З)

где t_Cf — расчетная (крипмесхая) дома во/»** выпу*мвания. м:

а — угол поворота газопровода в вертикальной плоскости, градусы: р — радиус кривизны оси (кривой), м.

В.5.2 Схема 6) рисунка В.1.

Расчетный участок состоит из двух кривых вставок с углами поворота а₍ и а₂ и прямолинейного участка между иьм. причем каждый из утлое менее 9*. Также выполняется неравенство

Р. + р2 + (В.4)

Расчетный радиус кривимы вычисляют по формуле

к, *9°’2°^г ♦ (Ц. * Р, + Р2 •вТ’) *

х (sin”¹‘⁰¹* – . cos2Ll£l) ‘ ^(M)

B.5.3 Схема в) рисунка В.1.

Расчетный участок состоит из судного угла поворота, выпотменного с помоиаио колен радиусом не менее 5 О. Расчетный радиус криасзны вьгмсллог по формуле

До =

(В.6)

В.5.4 Схема г) рисунка В.1.

Расчетный участок состоит из двух углов поворота, выполненных с помощью колен (р_д 2 50). Расчел** радиус кривизны вычисляют по формуле

^ *9

«1* Д* 2

«а – «1

– *9

(В.7)

В.5.5 Схема д) рисунка В.1.

Расчетный участок представляет собой кривую утла поворота, за моно* чую ломаной гькокзй с ошмакоеы!м углами. образовакькэАМИ коленами с радиусом кривизны р» 2 5 DN и углами а = (3-6)*. и с равными расстояния** между киь* Расчету** радиус криаоны вычисляют по формуле

_л . 2 .2 ^р0 “ “р”

cos-

аю

п • ttf

– to (Л -1) sina,

(В.8)

В.6 Определив расчетный радоус кривизны для выбражой рассматриваемой схемы поворота оси газопровода по одной кз приведенных формул (B.3)l (В.5) — (В.8). вычисляют расчетную длшу волны выпучивания L_uпо формуле

(В.9)

где EI — изгибная жесткость сечеимя газопровода. МН-м²;

<7* — предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх. МН/м;

Oq — расчетный радиус кривизны оси газопровода

В.7 Во втором приближении дщыа волны вытучива^ыя пр—ешается как среднее значение между предшествующим и вычисленным значениями.

Таким образом, в результате нескольких приближений определяется расчет>ый радиус кривизны fa-

Критерии сейсмостойкого проектирования газопроводов

Г.1 Периоды повторяемости проектного и максимального расчетного землетрясений следует принять следующими:

– для ПЗ — 200 лег;

– для MP3 — 1000 лет

Г.2 Для омемш сейсмостойкости газопровода должны быть проведены расчеты, аналогичные расчетам при НУЭ с учетом сейскмчеомх воздействий, а также выполнены проверки в соответствие с критериальными требования**, соответствующими различным видам отказов газопровода при эемлетрясемеях.

Г.З Рассматриваются следующие виды предельных состоя»** газопровода:

– разрыв газопровода:

– местная потеря устой^мвости стенки газопровода:

– гофрообразоеаиие по телу трубы:

– образование трещин в кольцевых и лродогъных сварных швах. ЗТВ по телу трубы:

– общая потеря усгоГгыоости газопровода.

Г.4 Разрыв газопровода связан, как правило, с действием »«утреннего давления, когда происходит раскрытие стенки трубопровода под действием кольцевых напряжений.

Г.5 Для иск/кочеиия разрывов необходимо ограничивать уровень когъцееых напряжоемй по отношению как к пределу текучести, так и к проделу прочности материала труб (указанные ограничения выполняются требованиями формулы (13.8)). Увеличивать толщину стмо* трубы следует лишь в случае, если невозможны другие пути омжения мал ряже ьмй до уровня допустимых.

Г.в 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 с&+е-ыт газопровода. Для относительных и абсолютных значений изгибных деформашм:

– на стадии ПЗ должно выпогхятъся условие

(Г.1)

1 0.90.

где — общая изгибная деформация:

г_и мл* —деформация, соответствующая максимуму на диаграмме «изгибающий момент — изгибая деформация».

– на стадии MP3 должно выпотьеятъся условие

0.025. (Г2)

Г.8 Гофрообраэование лроисходот при высоких уровнях осевых деформаций сжатия.

Г.9 Для предотвращеыея пофрообраэооаеып необходимо нормировать у ров»* осевых деформаций сжатия в газопроводе при условии

<ГЗ)

где _м — осевая деформация сжатия;

^смки — осевая деформация сжатия, при шторой начинается гофрообраэооамие;

(Ar_J0<fJ — относительная допустимая осевая деформация сжатия, которая принимается равной.

– 0.80 — для стадии ПЗ;

-1.00 — для стадии MP3.

Г.10 Осевая деформадея сжатия €_лофс. при которой »<ачинэется гофрообразоеаиие. представляет собой деформацию, соответствующую точке начала потери устойчивости (точвв максимума диаграммы «продольная сжимающая сила — осевая деформадог»). Эту диаграмму необходимо рассчитывать с учетом ^линейного поводе»** материала трубы и при учете всех нагрузок (осевых, изгибных. внутреннего давлеьмя). действующих на газопровод в рассматриваемом варианте раеюта.

Г. 12 Для иослючения данного вида отказа требуется обеспечить достаточно высокий относителыый (в сравне»ми с основным материалом труб) уровень предела текучести материала сварного шва (условие является одинаковым как для стад»* ГКЗ. так и для стадии MP3), а также огра>*ч*ть абсогьотиые продольные деформэ-lmh растяжения в газопроводе согласно услое»«ям:

2 110:

<Г.4)

с**(‘*|. (Г.5)

где g_v — минимальный нормативный предел текучести основного металла трубы:

(о f )_с- — минимальный нормативный предел текучести материала сварного шва/ЗТВ:

—деформация растяжечыя в сечече* газопровода:

(f^pj — то же. допустимая, которая пржымаегся равной:

– 0.02 (2 %) — для стадии ПЗ;

– 0.04 (4 %) — для стадии MP3.

Г.13 Общая потеря устойчивости газопровода в вертикальной плоскости происходит при действии значительных сжимающих осевых усилий и недостаточной балластировке.

Г.14 Для обеспечения общей устойчивости газопровода при сейсмических воздействиях необходимо нормировать вали*му заглубпе»*я газопровода с достаточным запасом по отношенюо к глубчые. рэсо*тэ»*ой при ИУЭ. Для стадии ПЗ должно соблюдаться условие

Нмуо

2 110.

(Г.6)

где Н — требуемая веп»г*на заглубления (засыгки) газопровода (от поверхности зеигм до верха газопро-проеода):

Н_нуэ — расчетная велиыма заглубпе**я. обеспечивающая общую устойчивость газопровода на стадии ИУЭ.

Г.15 Расчетную ввлич»*у заглубления Н/у> обеспечивающую общую устойчивость газопровода на ста»* ИУЭ. необходимо рассчитывать с учетом диаграмм взаимодействия трубопровода с грунтом, физической мег*-мейиости материала труб и возможной выпуклости участков газопровода в вертикальной плоскости.

Г. 16 Методы определен»* общей изгибнои деформации, осевой деформации сжатия, деформаций растяжения а сечении газопровода должны базироваться на примо»о*и моделей МКЭ. учитывающих упругопласти-неские дефор маш* материала груб (физическую иегмне«*ость). а также геометрическую нелинейность в поведении системы «трубопровод — грунт» при сейсмических воздействиях.

Классификация сварочных материалов различного назначения в зависимости от класса прочности металла труб

Таблица Д1 — Покрытые электроды для ру*вюй дуговой сварки

Назначение	Класс прочности	Классификация электродов ао
ГОСТ 9467	AWSAS 1/Аб Ш 2004 (20). AWSA5 23/AS.23M2007 (211
Для сварки корневого слоя шва	До К60 вкгаоч.	Э46А-Ц; Э50А-Ц	Е 6010: Е 7010
труб	Св. КБО до К65 включ.	Э50А-Ц	Е 7010
Для сварки «горячего прохода* кольцевых стыковых соединений труб	До К54 вкжтч.	Э46А-Ц: 50А-Ц	Е 6010; Е 7010
Св. К54 до К60 включ.	Э50А-Ц	Е 7010
Св. КБО до К65 включ.	Э55-Ц	Е 8010
Для сварки корневого, псховароч-►ого слоев шва кольцевых стыковых соедимеюм труб	До К60 вкгоч.	Э50А-6	Е 7016
Св. КБО до КБ5 ключ.	Э55-Б; Э60	Е 8018: Е 9016
Для сварки эаполияюидех и обпи-цовочного слоев шва кольцевых и гродольмэос стыковых, угловых, иахле-сточных соедине»мй труб	До К54 включ.	Э50А-Б: Э55-Б	Е 7016: Е 7018: Е 8018
Св. К54 до КБО включ.	Э60-Б	Е8018; Е 9018
Св. КБО до КБ5 включ	Э70-Б	Е 9018; Е 10018

Таблица Д.2 — Свароч>«*е проволоки и флось для автоматической сварки лсд флюсом

Назначение	Класс прочности «•••«лло *р)г4	Классики каин я проволок по
ГОСТ 2246	AWSAS^3/A5.23M^007 pi)
Для сварки поворотных доъиевых и продольных стыковых соединений труб	До К54 включ.	Легированная	F 8 А0 Е 12; F 7 А4 ЕМ 12К
Св. К54 до К60 ключ.	Легированная	F 8 АО Е А1; F 8 Аб Е№5: FвА5 — EG:F9А2 ЕА2
Св. К60 до К65 включ.	Легированная	F 10 А 4 ЕАЗ; F 10 А 4 ЕМ 2

Таблица Д.З — Сварочте проволоки сплошного сечения для сварки в защитных газах

Нл»«ечемие	Класс прочности металла труб	Классификация проволок по
ГОСТ 2246	AWSAS 16/AS.16M3005 [22\. AWSAS26/A5.26M 2005 рЗ)
Для автоматической сварки тех-►юлогиюского продольного шва труб, механизированной сварки корневого слоя шва и автоматнчеооой сварки «горячего прохода» нелоеороткых кольцевых стыковых соединений газопроводов в углевислом газе	До К65 включ.	Легированная	ER 70 S-в: ER 70 S-X

Окончание таблицы 3

На»«ечеиие	Класс прочности металла труб	Классификация проволок по
ГОСТ 224в	AWSA5 16/AS 1вМ2005 {22). AWSAS26/AS.2614-200S (23)
Для автоматической сварки всех слоев шва нелоеоротных кольцевых стыковых соединений газопроводов в смесях защитных газов	До К54 включ.	Легированная	ER70S-6; ER70S-G
Св. К54 до КбО включ.	Легированная	ER 70 S-6: ER 70 S-G; ER80S-G
Св. К60 до К65 включ.	Легированная	ER 70 S-G: ER 90 S-G: ER100 S-G

Таблица Я4 — Порошковые проволоки для сварки в защитных газах

Наангиеиие	Класс прочности металла труб	Классификация проколок но
ГОСТ 26271	AWSAS20/AS20M2005 {24). AWSAS 29.*А5.29М -2010 {25)
Для сварки заполняющих и обгм-цоеочиого слоев шва нелоеоротных кольцевых стыковых ооедемкемй газопроводов в смесях защипмде газов	До К54 включ.	ПГ44-А2В	Е71ТХ-ХМ
Св. К54 до К60 включ.	ПГ 49-А4У ПГ 49-А2В; ПГ 54-А5В	Е71ТХ-ХМ;Е81ТХ-ХМ
Св. К60 до К65 включ.	ПГ 59-А5В	Е91ТХ-ХМ; Е 101ТХ-ХМ

Таблица Д.5 — Самозаивгтные порошковые проволок*

Назначение	Класс ороч ноет и металла труб	Тип» (классификация) проволок по
ГОСТ 26271	AW SAS-29/A5.29AI .2010 (25)
Для сварки заполняющих и об/ы-иооочиого слоев шев иопоеороттчых Кольцовых стыковых ооед>м«ею1й га-эо проводов	До К54 вклоч.	ПС 44-28	Е71Т
Св. К54 до КбО включ.	ПС 49-2В; ПС 54-А5В	Е 71Т; Е 81Т
Св. К60 до К65 включ.	ПС 59-56	Е 91Т: Е 101Т

Таблица Д.6 — Сварен» проволоки для аргоноцугоеой сварки

Назначение	Класс прочности металла труб	Классификация промолок по ГОСТ 2246
Для сварки непоеоропвих кольцевых стыковых соединений газопроводов	До К54 включ.	Легированная
Для сварки угловых соединений газопроводов	До К54 bkjbos. с трубами до КБ5 вкгьоч.

Таблица Д.7 — Сварочные проволоки для газовой сварки

Назначение	Класс прочности	Классификация промолок по ГОСТ 2246
Для сварки иепоеороткш когъцевых стыковых и угловых соеди1Ю<мы газопроводов	До К54 вкжтч.	Низкоуглеродистая, легированная

Библиография

РЧ

(5*

(61

[101

ил

[121

[131

[HJ

(151

(161

ИЛ

(16)

(191

(201

(21]

(22]

(23J

(241

(25)

Гаэордспредегытагыые СНиП 42-01—2002 Магистральные трубопроводы

системы. Актуализированная редакция

Свод правил СП 62.13330.2011 Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.05.06—85*

Земельный кодекс Российской Федерации

Постановление Правительства ^ссийской Федерации от 28 оектября 2009 г. No 767 (д) «О клэссификзи»ы автомобильных дорог в Российской Федерации»

Федеральный закон от 31 марта 1999 г. No 69-ФЗ «О газоснабжение! в Российской Федерации»

Водный кодекс Россмйской Федерации Градостроительный кодекс Российской Федвращы

Санытарные правила и нормы Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предпри-

Российской Федерации ятмй. сооружений и других объектов

СанЛиН 2.2.1/2.1.1.1200—03

Правила устройства электроустановок, глава 2.5 ПУЭ—7 (утверждена Министерством энергетики Российской Федералы. Приказ от 20 мая 2003 с N 187)

Правила охраны магистральных трубопроводов (утверждены Министерством топлива и энергетики Росс*м 29 апреля 1992 г. и Пост»ювре»ыем Госгортехнадзора России от 22 апреля 1992 г No 9)

Свод правил ‘Viawa и сооружения на подрабатываемых территориях и проса-

СП 21.13330.2012 дочмых грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.01.09—91

Шкала сейсьымоской иленсивности MSK—64. 1964 г.

Свод правил Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция

СП 20.13330.2011 СНиП 2.01.07—85*

Свод правил Строительство в сейсмичеоосх районах. Актуализированная редак-

СП 14.13330-2011 ция СНиП Н-7—81*

Комплект карт общего сейсмического районирооамя территории Российской Федерации ОСР—97. Институт физики Земли именм О.Ю. Шмидта РАН. 1991 — 1997 г.

Стандарт Американского нефттьюго Сварка трубопроводов и связанного с ними оборудования тыститута API 1104:2001

Свод правил Проектирование

СП 41-103—2000 водов

Краски и лаки. Определение адгезии методом отрыва (Paints and varnishes — Pul-off test for adhesion)

(Welding of pipelines and related facAbes)

тепловой кэолящы оборудования и трубопро-

Ст»щарт Международной организации по стандартизации ИСО 4624-2002¹>

Постановление Правительства Российской Федерации от 23 февраля 1994 г. No 140 «О рекульшвашы мель, снятии, сохранении и рациональном ислогъэоеании плодородного слоя почвы»

Стандарт американского общества по сварке AWSA5.1/A5.1M:2004″ Стандарт американского общества по сварке AWSA5.23/A5-23M:2007¹‘

Стандарт американского общества по сварке AWSA5.18/A5.18M:2005¹‘

Стандарт американского общества по сварке AWSA5.28/A5_28M:2005^t>

Стандарт американского общества по сварке AWSA5 20iA5_20M:2005′ * Стандарт американского общества по сварке AWSAS.29/A5 _29М:2010′¹

Специфюаиия для покрытых злектродов из углеродистой стали для ратной дуговой сварки

(Specification for carbon steel electrodes lor shielded metal arc welding) Спецификация для электродной проволоки из низколегированной стали и фгкосое для дуговой сварки под флюсом (Specification for low-aMoy steel electrodes and fluxes for submerged arc welding)

Слециф*«саиия для электродной проволоки и прутков из утлеродос-

той стали для дуговой сварки в эащипых газах

(Specification for carbon steel electrodes and rods for gas-welded arc

welding)

Специфгесадоя для электрцфюй проволоки и Прутков из »ечзколеги-рованной стали для дуговой сварки в защитных газах (Speoficabon for low-alloy steel electrodes and rods for gas-shielded arc welding)

Электроды из углеродистой стагы для дуговой сварки порошковой проволокой

(Carbon steel electrodes for flux cored arc welding)

Спецификация для электродов из низколегированной стали для дуговой сварки пороижоеой проволокой

(Specification for low-alloy sleei electrodes from low-alloyed steel for flux cored arc welding)

Оригиналы и офшиалыые переводы стандартов находятся в ФГУП «Стаидартинформ».

УДК 725.74:628.161:006.354 ОКС 75.200 У57 ОКЛ 01 3000

Ключевые слова: магистральный газопровод, конструктивные требования, нагрузка, воздействие, давление. прочность, устойчивость

Редактор А В. Барандевв Технический редактор Е. В. Беслроэва**ая Корректор Л. Я. Митрофанова Комгъюгермая верстка Г Ф. Кузнецовой

Сдано в набор 03.12.2014 Подписано а печать 31.03.201S. Формат 60хв4¹\ Бумага офсетная. Гарнитура Ариал Печать офсетная. Yen. печ. п. 12.00. Уч-ндд. п. 11.30. Тираж 41 аи Эак. 2223

•ГУП «СТАИДАРТИИФОРМ». 123995 Москва. Гранатный пер . 4 www.goetn*o ru infa§9ostinfofu

Набрано я отпечатано в Калумсмом типографии стандартов. 248021 Калуга, уя. Московская. 25в

Требования к механическим свойствам сварных соединенны труб с классом прочности свыше КБ5 устанае-гываюгся в специальных технических условиях.

ГОСТ Р 55989-2014 Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа

Основные требования

г.

‘,о

Лг(1 + ^.)Льк (13 33)

0я227 тнг <1346)

О.

0„ = 0*2Ч…

Похожие документы:

_Лг(¹ ₊ ^.)Льк _{(13 33)}

^0я227 тнг ^<1346)