ГОСТ Р 55474-2013 Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 2. Стальные газопроводы

4.1.1 Выбор марок стали для труб, материалов для трубопроводной арматуры, соединительных деталей, конденсатосборников, гидрозатворов, сварочных материалов, крепежных и других элементов следует проводить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок в соответствии с [2] и ГОСТ Р 55472.

4.1.2 Для строительства стальных газопроводов следует применять трубы следующих типов:

• 1 - бесшовные горячедеформированные (рекомендуется применять трубы по ГОСТ 8731 (группа В), ГОСТ 8732 и ГОСТ Р 53383;

• 2 - бесшовные холоднодеформированные (рекомендуется применять трубы по ГОСТ 8733 (группа В) и ГОСТ Р 54159 (группа В);

• 3 - прямошовные, сваренные высокочастотной контактной сваркой с одним продольным швом (рекомендуется применять трубы по ГОСТ 20295, ГОСТ 10704, ГОСТ 10705 (группа В) и ГОСТ Р 54929;

• 4 - спиральношовные, сваренные ДСФ спиральным швом (рекомендуется применять трубы по ГОСТ 20295, ГОСТ 8696 (группа В) и ГОСТ Р 54929;

• 5 - прямошовные, сваренные ДСФ с одним или двумя продольными швами (рекомендуется применять трубы по ГОСТ 20295, ГОСТ 10706 (группа В) и ГОСТ Р 54929;

• 6 - трубы печной сварки (рекомендуется применять трубы по ГОСТ 3262).

4.1.3 Стальные трубы по 4.1.2 предназначены для следующих газопроводов:

- трубы типов 1, 3, 4, 5, 6 - для наружных газопроводов;

- трубы типов 2, 3 - для импульсных газопроводов.

4.1.4 Толщину стенки трубы следует принимать в соответствии с [2].

4.1.5 Значение эквивалента углерода для низколегированной стали, характеризующее свариваемость стали, не должно превышать 0,46.

4.1.6 Эквивалент углерода определяют по формуле

,                                  (1)

где , , , , , , , , - содержание в составе металла стали соответственно углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, ванадия и фосфора, % массы. Содержание углерода, серы и фосфора должно соответствовать требованиям [2].

Эквивалент углерода , для углеродистой стали с повышенным содержанием марганца допускается определять по следующей формуле, при этом его значение не должно превышать 0,46.

.                                                              (2)

4.1.7 Механические свойства основного металла труб - по ГОСТ Р 53383, ГОСТ Р 54159, ГОСТ Р 54929, ГОСТ 3262, ГОСТ 8696, ГОСТ 8731 - ГОСТ 8733, ГОСТ 10706, ГОСТ 20295, ГОСТ 31445, ГОСТ 31458.

4.1.8 Соединительные детали газопроводов должны быть изготовлены в соответствии с ГОСТ 31458, ГОСТ 6527, ГОСТ 8969, ГОСТ 12815, ГОСТ 12820, ГОСТ 12821, ГОСТ 17375, ГОСТ 17376, ГОСТ 17378 - ГОСТ 17380, ГОСТ 30753, а также нормативно-технической документацией, устанавливающей требования к соединительным деталям.

4.1.9 Для трубопроводов, подконтрольных органам надзора, следует применять соединительные детали в соответствии с ГОСТ 17375, ГОСТ 17376, ГОСТ 17378 - ГОСТ 17380, ГОСТ 30753.

4.1.10 Соединительные детали газопроводов могут быть изготовлены по национальным стандартам или техническим условиям в ЦЗМ, в мастерских строительных и монтажных организаций, оснащенных необходимым оборудованием, при наличии системы обеспечения качества продукции и разрешительной документации, полученной в соответствии с [3].

4.1.11 Контроль физическими методами сварных стыков соединительных деталей следует проводить в объемах, соответствующих [2].

4.2.1 Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей с толщиной стенки 5 мм и более должна соответствовать [2].

4.2.2 Область применения труб, изготовленных из спокойной углеродистой и низколегированной сталей, приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Область применения труб, изготовленных из спокойной углеродистой и низколегированной сталей

4.2.3 Область применения труб из полуспокойной и кипящей углеродистой сталей указана в таблице 2.

Таблица 2 - Область применения труб из полуспокойной и кипящей углеродистой сталей

4.2.4 Области применения таблиц 1 и 2 распространяются на сбросные, продувочные и импульсные трубопроводы, на вытяжные свечи от футляров, футляры для газопроводов при пересечении автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог, железных дорог, трамвайных путей.

4.2.5 Трубы, изготавливаемые из слитка, следует применять при 100%-ном контроле физическими методами основного металла и сварного соединения. Объем контроля физическими методами заводских и монтажных сварных соединений труб - в соответствии с [2].

4.2.6 Требования к маркам стали труб для футляров, устанавливаемых в случаях, кроме указанных в 4.2.5, не регламентируют.

4.2.7 Трубы из полуспокойной, кипящей углеродистой сталей и трубы печной сварки типа 6 по 4.1.2 не применяют в следующих случаях:

- при наличии вибрационных нагрузок на подводных переходах, переходах газопроводов через автомобильные дороги категорий I-IV (по [4]), магистральные улицы и дороги, железные дороги, трамвайные пути и на газопроводах, прокладываемых по мостам и гидротехническим сооружениям, под покрытием автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог;

- при изготовлении соединительных деталей, отводов и компенсирующих устройств для газопроводов среднего и высокого давлений методом холодного гнутья;

- для подземных газопроводов, прокладываемых в особых условиях в соответствии с [2].

4.3.1 Устройство систем безопасности по ГОСТ Р 55472.

4.3.2 Для обеспечения контролепригодности на подземных переходах газопроводов через естественные и искусственные преграды диаметром 150 мм и более должны быть предусмотрены, в обоснованных случаях или по требованию заказчика, места для установки камер приема-запуска снарядов для проведения внутритрубной диагностики.

4.6.1 Проектирование стальных наружных газопроводов по ГОСТ Р 55472.

4.6.2 При проектировании и строительстве надземных газопроводов следует использовать естественную самокомпенсацию труб за счет изменения направления трассы как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях и установки, в обоснованных случаях, неподвижных опор.

4.6.3 Опоры должны быть рассчитаны как на вертикальные нагрузки, так и на нагрузки, возникающие при термическом расширении трубопровода.

4.6.4 Расстояние между опорами надземных газопроводов, укладываемых на опоры с обеспечением компенсации температурных удлинений (например, путем установки компенсаторов), должно удовлетворять условиям:

- статической прочности;

- предельно допустимому прогибу;

- динамической устойчивости.

В случае необходимости удовлетворения всех условий, расстояние между опорами принимается наименьшим из определенных по данным условиям.

4.6.5 Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать согласно таблице 3.

Таблица 3 - Расстояние между неподвижными опорами надземных газопроводов

4.6.6 Конструкции опор надземных газопроводов должны обеспечивать возможность перемещений газопроводов, возникающих во время пучения, просадки, землетрясения и прочих природных воздействий.

4.6.7 При определении пролетов (расстояний между опорами) различают средние и крайние пролеты (рисунок 1). Крайние пролеты составляют 80% от средних пролетов, которые, в свою очередь, не должны отличаться более чем на 20% друг от друга.

4.8.1 Защита от коррозии стальных газопроводов должна удовлетворять требованиям ГОСТ 9.602 и ГОСТ Р 55472.

4.8.2 Тип и структуру защитных покрытий определяют при проектировании.

4.8.3 Для защиты надземных газопроводов от коррозии следует применять защитные атмосферостойкие лакокрасочные покрытия, заявленный срок службы которых должен быть подтвержден натурными или ускоренными испытаниями и составлять не менее пяти лет. Лакокрасочные покрытия должны обладать хорошей адгезией отдельных слоев друг с другом (а нижнего слоя - с защищаемым сооружением) твердостью, прочностью при изгибе и ударе, влагонепроницаемостью, атмосферостойкостью, комплексом декоративных свойств, а также возможностью сопряжения нового покрытия с нанесенным ранее.

4.8.4 Конструкция опор надземных газопроводов не должна препятствовать удалению влаги в месте контакта опоры с трубой.

4.8.5 Характеристики защитных покрытий подземных стальных газопроводов должны отвечать требованиям ГОСТ 9.602, ГОСТ 31445 и ГОСТ Р 55436.

4.8.6 Срок службы изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов в условиях эксплуатации должен составлять не менее 40 лет.

4.8.7 Необходимость ЭХЗ подземных стальных газопроводов определяется с учетом:

- коррозионной агрессивности грунтов в зоне укладки газопровода;

- возможности опасного воздействия на газопровод блуждающих токов;

- возможности опасного воздействия на газопровод переменного тока.

4.8.8 Электрохимическая защита подземных газопроводов должна обеспечивать наличие защитного потенциала на всей поверхности газопровода. При ее проектировании следует предусматривать:

1. а) конкретный вид защиты:

   1. 1) катодный - при защите от почвенной коррозии, биокоррозии, коррозии переменными токами промышленной частоты и при защите от коррозии блуждающими постоянными токами;

   2. 2) дренажный - при защите от коррозии, вызванной блуждающими токами рельсового транспорта, электрифицированного на постоянном токе;

   3. 3) гальванический - в случае невозможности или нецелесообразности применения катодной защиты;

2. б) исключение возможного вредного влияния защищаемого газопровода на смежные подземные инженерные коммуникации;

3. в) исключение несанкционированных электрических контактов между стальными газопроводами и смежными инженерными коммуникациями.

4.8.9 Выбор средств защиты от коррозии рекомендуется проводить из числа изоляционных покрытий и устройств ЭХЗ, имеющих разрешения на применение, полученные в установленном порядке.

5.2.1 Стальные трубы поставляют партиями, при этом партия должна состоять из труб одного размера, одной марки стали, одного типа, одного класса прочности, одного вида термообработки и сопровождаться одним сертификатом качества, содержащим следующие сведения:

- наименование и товарный знак предприятия-изготовителя;

- наименование предприятия-потребителя;

- номер заказа или контракта;

- дату выписки документа о качестве;

- обозначение стандарта;

- тип, размер, марку стали, класс прочности;

- номер партии и плавки, вид термообработки;

- химический состав стали, значение эквивалента углерода , определенные в соответствии с 4.1.5 и 4.1.6;

- результаты механических испытаний основного металла и сварного соединения;

- результаты испытаний стабильности механических свойств металла сварного шва по всей длине трубы (по требованию потребителя для труб типа 3 диаметром до 219 мм по 4.1.2);

- результаты гидравлических испытаний;

- методы и зоны проведения неразрушающего контроля;

- обозначение стандарта на прокат;

- массу и общую длину труб (трубы диаметром до 426 мм включительно поставляют по теоретической или фактической массе; трубы диаметром более 426 мм поставляют по теоретической массе);

- штамп технической службы контроля продукции.

При входном контроле труб проводится проверка:

- наличия и содержания сертификатов заводов-изготовителей;

- соответствия требованиям нормативных документов внешним осмотром и измерениями геометрических размеров.

5.2.2 Внешнему осмотру и измерениям подвергают не менее 10% от каждой партии труб (но не менее одной трубы) и при обнаружении брака проводят проверку их удвоенного числа. Визуальный и измерительный контроли проводят в соответствии с [5].

5.2.3 На наружной и внутренней поверхностях труб не допускается рванин, плен, пузырей, вздутий, трещин, вкатанной окалины и иных загрязнений, а также расслоений, выходящих на торцевые участки.

5.2.4 При обнаружении при повторной проверке хотя бы одного бракованного изделия всю партию труб забраковывают.

5.2.5 Допустимые отклонения геометрических размеров трубы (толщина стенки, наружный диаметр, овальность) по ГОСТ Р 53383, ГОСТ Р 54159, ГОСТ Р 54929, ГОСТ 3262, ГОСТ 8696, ГОСТ 8731 - ГОСТ 8733, ГОСТ 10692, ГОСТ 10704 - ГОСТ 10706, ГОСТ 20295, ГОСТ 31445, ГОСТ 31458.

5.2.6 Трубы с трещинами, невыправляемыми вмятинами и недопустимыми коррозионными повреждениями (более 30% толщины стенки трубы) забраковывают.

6.1.1 Работы по строительству и реконструкции стальных газопроводов должны проводиться в соответствии с ГОСТ Р 55472, а также других документов в области стандартизации и технического регулирования.

6.1.2 Присоединение газопроводов к действующим сетям газораспределения проводится в соответствии с требованиями соответствующей нормативно-технической документации.

6.1.3 Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037.

6.1.4 Технология сварки газопроводов включает в себя: подготовку труб к сварке, сборку стыков, базовую сварку труб в секции и сварку труб или секций в нитку.

6.1.5 Сварка и монтаж труб должны проводиться в соответствии с ГОСТ Р ИСО 2560, ГОСТ Р ИСО 3834-1 - ГОСТ Р ИСО 3834-4, ГОСТ Р ИСО 15609-2, ГОСТ Р ИСО 15614-1, а также нормативно-технической документации, регламентирующей вопросы сварки.

6.1.6 Сварные соединения газопроводов подвергают визуальному и измерительному контролям, механическим испытаниям и контролю неразрушающими методами в соответствии с [2].

6.1.7 Сварные соединения должны быть заизолированы в соответствии с ГОСТ 9.602.

6.1.8 Контроль качества изоляционного покрытия газопровода следует проводить в соответствии с ГОСТ 9.602.

6.1.9 Для предотвращения искрообразования перед началом работ по присоединению газопровода к стальному подземному газопроводу, связанных с заменой запорной арматуры, снятием и установкой заглушек, прокладок и других работ, предусматривающих его разъединение, необходимо обеспечить неразрывность электрической цепи между разъединенными участками газопровода.

6.2.1 Опуск одиночных изолированных труб (трубных секций) в траншею проводят в зависимости от диаметра и толщины стенки труб (с учетом длины секции) с помощью самоходных грузоподъемных средств (трубоукладчиков, стреловых кранов и т.п.) либо с применением ручной такелажной оснастки (ремней, лебедок, полиспастов и т.п.).

6.2.2 В качестве грузозахватных приспособлений при механизированной работе с одиночными трубами (секциями) используют мягкие монтажные полотенца или специальные эластичные стропы. Применение для этих целей открытых стальных канатов, монтажных "удавок" и других приспособлений, не имеющих мягких контактных поверхностей, не допускается.

6.2.3 После завершения сварочных работ и контроля качества кольцевых швов проводят работы по очистке и изоляции околошовных зон, используя при этом специальные (портативные) средства малой механизации или механизированный инструмент.

6.2.4 При укладке газопровода в траншею обеспечивают:

- недопущение в процессе опуска плетей их соприкосновения с бровкой или стенками траншеи;

- сохранность стенок газопровода (отсутствие вмятин, гофр, изломов и других повреждений);

- сохранность изоляционного покрытия и других элементов конструкции газопровода (утяжелителей, защитных покрытий и т.п.);

- получение полного прилегания газопровода ко дну траншеи по всей его длине.

6.2.5 При надземной прокладке для равномерного распределения нагрузки следует обеспечивать плотное прилегание опорной части газопровода к верхней конструкции опоры.

6.2.6 При бестраншейном способе прокладки отклонения газопровода по вертикали и горизонтали не должны превышать значений, указанных в проектной документации.

6.2.7 При выборе схемы укладки рекомендуется отдавать предпочтение схеме укладки, обеспечивающей напряжение в трубе не более 0,75 предела текучести.

6.3.1 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов должна осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 55472.

6.3.2 Результаты проверки сварных стыков газопровода методами неразрушающего контроля и механическими испытаниями оформляются протоколом.

6.3.3 Рекомендуется использовать формы строительной документации по системам ЭХЗ, приведенные в [6] с учетом [7], а по приемке электромонтажных работ - по формам, приведенным в приложениях Б-Ж.

А.1.1 Маркировку, транспортирование и хранение труб с полиэтиленовым покрытием проводят в соответствии с ГОСТ 10692 и нормативной документацией на трубы с покрытием, в которой должны быть указаны способы транспортирования, хранения, нанесения маркировки и следующие сведения:

- наименование предприятия - изготовителя изолированных труб;

- тип изоляционного покрытия (усиленное или весьма усиленное) по ГОСТ 9.602;

- тип трубы и марка стали;

- номер партии труб с покрытием;

- дата нанесения покрытия;

- отметка технического контроля о приеме продукции.

А.1.2 Транспортирование труб должно проводиться железнодорожным (на открытом подвижном составе), автомобильным или водным транспортом в соответствии с правилами перевозок грузов и технических условий погрузки и крепления грузов, действующими на соответствующем виде транспорта.

А.1.3 При транспортировании пакеты труб разделяют прокладками.

А.1.4 При транспортировании труб на платформах необходимо с боковых сторон устанавливать вертикальные деревянные стойки, связанные поверх труб проволокой.

А.1.5 На пол вагона или кузова автомобиля должны быть уложены подкладки, или пакеты труб должны иметь транспортные хомуты.

А.1.6 Неизолированные трубы транспортируют в брикетах, увязанных проволокой.

А.1.7 Структура погрузочно-разгрузочных, транспортных и складских работ включает в себя:

- учет специфики транспортной схемы строительства (дальность перевозок, возможные перегрузки труб и трубных секций с колесного транспорта на гусеничный и др.);

- сохранность труб и изоляционного покрытия от повреждений;

- обеспечение безопасности производства указанных работ;

- соответствие дорожных условий транспортировке длинномерных грузов (12 и 36 м);

- "вписываемость" в габариты дорог, обеспечение встречного движения, соответствующую грузоподъемность мостов, ледовых переправ и т.п.;

- соответствие грузоподъемности транспортных средств массе перевозимых труб и секций труб с учетом дорожных условий (крутые подъемы, дорожные покрытия, погодные условия и прочее).

А.1.8 При использовании возможных схем производства погрузо-разгрузочных, транспортных и складских работ на всех стадиях должны предусматриваться мероприятия и устройства по предупреждению повреждения изоляционного покрытия труб:

- на стадии выгрузки и погрузки - применение траверс с торцевыми захватами, мягких полотенец, автоматических трубных захватов, специальных покрытий стрел кранов-трубоукладчиков и других кранов с эластичными накладками;

- на стадии транспортирования - перевозка труб на прицепах и полуприцепах (тяжеловозах) с опиранием трубы по всей длине, применением мягких "седел", торцевых креплений с мягкими прокладками и др.; транспортирование на прицепах-роспусках не допускается;

- на стадии хранения - применение мягких междурядных подкладок, прокладок и стоек с эластичными накладками и т.п.

А.2.1 Для хранения соединительные детали заводского изготовления рекомендуется упаковывать в деревянные ящики весом не более 80 кг, выстланные влагонепроницаемой бумагой. Каждую неокрашенную деталь следует покрывать антикоррозионной смазкой и заворачивать в промасленную бумагу. При перевозке ящиков необходимо принять меры по защите от атмосферных осадков.

А.2.2 Перевозку трубных заготовок и соединительных деталей на объект строительства рекомендуется проводить в деревянных контейнерах, к которым прикрепляется бирка с указанием транспортируемых узлов и деталей.

А.2.3 Хранение труб и трубных заготовок в базовых условиях предусматривают в открытых складах или под навесом. Стеллажи для хранения сооружают на ровной горизонтальной площадке и оборудуют поперечными вертикальными упорами, исключающими самопроизвольное скатывание труб. При складировании изолированных труб поверхность поперечных упоров, обращенная к трубам, должна иметь эластичные прокладки.

А.2.4 Изолированные трубы необходимо укладывать в штабели, отстоящие один от другого не менее чем на 1 м.

А.2.5 Нижний ряд каждого штабеля должен быть уложен на спланированную площадку, оборудованную инвентарными подкладками с устройствами (упорами), исключающими раскатывание труб.

Трубы укладывают "в седло" и закрепляют по рядам.

А.2.6 При складировании в базовых условиях ряды изолированных труб укладывают на ложементы, отвечающие требованиям, приведенным в приложении А.

А.2.7 При хранении труб и секций труб места контактов с опорными и разделительными стойками должны быть обрезинены или обшиты деревянными рейками, а в зимнее время торцы труб следует закрывать инвентарными заглушками для предотвращения попадания осадков в полость труб и секций.

А.2.8 Трубы одного диаметра рекомендуется укладывать в отдельный стеллаж.

А.2.9 Высота стеллажей должна составлять не более 3 м.

А.2.10 Высота штабеля в стеллажах для всех диаметров труб не должна превышать 2 м.

А.2.11 При хранении труб и соединительных деталей в базовых условиях предусматривают меры по защите от атмосферных осадков и подтопления дождевыми или талыми водами.

А.2.12 В трассовых условиях трубы размещают на открытой ровной площадке. Изолированные трубы рекомендуется укладывать неизолированными концами на лежки или мягкие насыпные земляные валы.