СП 42-102-2004 Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб

5.23 При проектировании систем газоснабжения для районов с вечномерзлыми грунтами следует учитывать требования СНиП 42-01, СНиП 2.02.04 и ПБ 12-529.

5.24 Инженерно-геологические изыскания в районах распространения вечномерзлых грунтов, а также предварительные инженерные изыскания трассы, где возможно развитие криогенных процессов, для прогноза этих процессов должны проводиться в соответствии с требованиями СНиП 11-02.

5.25 Прокладка газопроводов в зависимости от объемно-планировочных решений застройки, мерзлотно-грунтовых условий по трассе, теплового режима газопровода и принципа использования вечномерзлых грунтов в качестве основания должна приниматься:

• подземной - бесканальной;

• надземной - по опорам, эстакадам, конструкциям зданий и сооружений.

5.26 Внутри жилых кварталов, на территориях промышленных предприятий в зоне распространения вечномерзлых грунтов должна применяться, как правило, надземная прокладка газопроводов.

5.27 Высота прокладки надземного газопровода от поверхности земли должна приниматься  в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия газопровода, но не менее 0,5 м от поверхности земли.

Участки надземных газопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещений трубы, рекомендуется прокладывать выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0,1 м.

5.28 При отличающихся между собой свойствах грунта по трассе газопровода необходимо устройство песчаного основания под газопроводом высотой не менее 10 см на длине в каждую сторону от места стыковки разнородных грунтов не менее 50 диаметров газопровода; засыпка в этом случае должна осуществляться песком на высоту не менее 20 см. Запрещается использовать в качестве оснований под газопроводы пылеватые пески.

5.29 Конструкция ввода газопровода должна обеспечивать прочность при взаимных перемещениях газопровода и здания из-за температурных перемещений газопровода, осадок здания, просадок или выпучивания грунта путем обеспечения независимости перемещений газопровода и здания за счет установки соответствующих компенсационных устройств.

5.30 При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути предусматриваются мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания.

5.31 При проектировании систем газоснабжения, размещаемых над месторождениями полезных ископаемых, где проводились, проводятся  или предусматриваются горные разработки, а  также проходящих по закарстованным территориям, следует руководствоваться требованиями  СНиП 42-01, СНиП 2.01.09, ПБ 12-529.

5.32 Проект прокладки газопровода на подрабатываемой или закарстованной территории должен, как правило, иметь в своем составе горно-геологическое обоснование.

5.33 При составлении проекта газораспределения объектов, размещаемых на площадях залегания полезных ископаемых, необходимо учитывать программу развития горных работ на период  предполагаемой эксплуатации газопровода.

5.34 При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, предусматривается подача газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территориям, подработка которых начнется в разное время, с обязательным кольцеванием газопроводов.

5.35 Прочность и устойчивость газопроводов,  проектируемых для прокладки на подрабатываемых или закарстованных территориях, должны, как правило, обеспечиваться за счет:

• увеличения подвижности газопровода в грунте;

• снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.

Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод предусматриваются: применение компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом, применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб.

В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода следует применять песок, песчаный грунт и другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.

Протяженность зоны защиты газопровода определяется длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150 в каждую сторону от границы мульды сдвижения.

На участках пересечения газопроводами мест тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, предусматривается установка компенсаторов.

5.36 Вводы газопроводов в здания при прокладке газопроводов на подрабатываемых и закарстованных территориях должны отвечать требованиям СНиП 42-01 и ПБ 12-529.

5.37 Надземная прокладка газопроводов рекомендуется, если по данным расчета напряжения в подземных газопроводах не могут соответствовать требованиям прочности, а уменьшение напряженности газопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Кроме того, надземными рекомендуется предусматривать: переходы газопроводов через реки, овраги, железные и автомобильные дороги в выемках, а также места, где возможно, по данным горно-геологического обоснования, образование провалов и трещин.

Опоры газопроводов должны иметь регулируемый по высоте ригель.

5.38 На газопроводах в пределах подрабатываемых и закарстованных территорий предусматривают установку контрольных трубок.

Контрольные трубки устанавливают на углах поворота (кроме выполненных упругим изгибом) и в местах разветвления сети.

Для предохранения от механических повреждений контрольные трубки в зависимости от местных условий выводят под ковер или другое защитное устройство.

5.39 В местах пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, проложенными в каналах и коллекторах, предусматривают уплотнительные устройства (глиняные экраны, футляры на газопроводе и др.) и установку контрольных трубок.

5.40 Крепление к газопроводу элементов электрохимической защиты должно быть, как правило, податливым, обеспечивающим их сохранность в процессе деформации земной поверхности.

5.41 При проектировании наружных газопроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных газопроводов, следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП II-7 и ПБ 12-529.

5.42 Определение сейсмичности трассы газопровода производится на основании сейсмического микрорайонирования или в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП II-7.

5.43 Для ГРП с входным давлением свыше 0,6 МПа и предприятий с непрерывными технологическими процессами предусматривают наружные обводные газопроводы с установкой отключающих устройств.

5.44 Размещение запорной арматуры (отключающих устройств) предусматривается в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

5.45 При пересечении газопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, рекомендуются устройство траншеи с пологими откосами и засыпка газопровода крупнозернистым песком, песчаным грунтом и т.д. Грунтовое основание газопровода должно быть уплотнено.

5.46 На надземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, предусматриваются компенсирующие устройства в местах пересечения естественных и искусственных препятствий, присоединения газопроводов к оборудованию, установленному на фундаменты (резервуары СУГ, компенсаторы, насосы и т. д.), а также на вводах в здания.

5.47 На участках пересечения трассой газопровода активных тектонических разломов рекомендуется применять надземную прокладку.

5.48 Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках можно предусматривать надземными.

5.49 Конструкции опор надземных газопроводов должны обеспечивать возможность перемещений газопроводов, возникающих во время землетрясения.

5.50 Ввод газопровода в здание осуществляется через проем, размеры которого должны, как правило, превышать диаметр газопровода не менее чем на 200 мм. Эластичная водонепроницаемая заделка между трубой и проемом не должна препятствовать возможному взаимному смещению газопровода и здания.

5.51 Контрольные трубки на подземных газопроводах предусматриваются в местах врезки газопроводов, на углах поворота (кроме выполненных упругим изгибом), в местах пересечения с подземными инженерными коммуникациями, проложенными в каналах и коллекторах, а также на вводах в здания.

5.52 При проектировании подземных газопроводов для районов с пучинистыми, просадочными, набухающими и насыпными грунтами следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП 2.02.01, СНиП 2.01.09 и ПБ 12-529.

5.53 Газопроводы для районов с просадочными, набухающими и насыпными грунтами проектируют с учетом свойств этих грунтов, предусматривая мероприятия по уменьшению деформации основания, например уплотнение грунтов, химическое закрепление, водозащитные и конструктивные мероприятия, с учетом имеющегося опыта использования таких грунтов в районе строительства в качестве оснований под здания и сооружения.

5.54 Глубина прокладки газопроводов при одинаковой степени пучинистости по трассе принимается до верха трубы:

• в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах не менее 0,8 нормативной глубины промерзания;

• в чрезмернопучинистых грунтах не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее значений, определяемых требованиями СНиП 42-01.

5.55 Глубина прокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости по трассе (резко меняющийся состав грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход газопровода из проезжей части дороги в газон и др.) принимается не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее значений, определяемых требованиями СНиП 42-01.

5.56 Прокладка газопроводов в слабопучинистых, слабонабухающих и I типа просадочности грунтах предусматривается в соответствии с требованиями подраздела "Подземные газопроводы" СНиП 42-01.

5.57 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых, просадочных или набухающих грунтах, определяются требованиями подраздела "Расчет газопроводов на прочность и устойчивость".

5.58 Противокоррозионная изоляция вертикальных участков подземных газопроводов и футляров (вводы в здания и ГРП, конденсатосборники, гидрозатворы и др.) предусматривается из полимерных материалов.

5.59 Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах предусматривается надземная прокладка соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

5.60 При проектировании колодцев в пучинистых грунтах предусматриваются мероприятия по их защите от воздействия сил морозного пучения (гравийная или гравийно-песчаная засыпка пазух, обмазка внешней стороны стен гидроизоляционными или несмерзающимися покрытиями, например железнение, и др.). Над перекрытием колодцев устраивается асфальтовая отмостка, выходящая за пределы пазух не менее чем на 0,5 м.

5.61 При проектировании систем газоснабжения на болотах и заболоченных участках следует учитывать требования СНиП 42-01, СНиП 2.02.01 и ПБ 12-529.

5.62 Прокладка по болотам и заболоченным участкам должна предусматриваться, как правило, прямолинейной с минимальным числом поворотов. В местах поворотов следует применять упругий изгиб газопроводов.

5.63 Укладка газопроводов предусматривается:

• на болотах I типа, при мощности торфяного слоя:

• более 0,8 глубины промерзания - в торфяном слое;

• менее 0,8 глубины промерзания - в траншее минерального основания, но не менее 1,0 м от верха трубы;

• на болотах II и III типов независимо от мощности торфяного слоя - в траншее минерального основания, но не менее требований СНиП 42-01.

Тип болота принимается согласно классификации СНиП III-42.

5.64 Участки газопроводов, прокладываемые через болота или заболоченные участки, рассчитываются против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и др.)

5.65 При закреплении газопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа или заторфованного грунта, не обеспечивающем надежное закрепление анкера.

5.67 Расчетными характеристиками материала газопроводов являются: временное сопротивление и предел текучести металла труб и сварных соединений, принимаемые по государственным стандартам и техническим условиям на трубы, модуль упругости материала труб, коэффициент линейного теплового расширения, коэффициент Пуассона, плотность материала труб.

5.68 Модуль упругости материала труб принимается равным: = 206000 МПа.

5.69 Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным: 1,2·10, °C.

5.70 Коэффициент Пуассона материала труб принимается равным: =0,3.

5.71 Плотность материала труб принимается равной: =7850 кг/м.

5.72 Нагрузки и воздействия, действующие на газопроводы, различаются на:

• силовые нагружения - внутреннее давление газа, вес газопровода, обустройств и транспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, снеговая, гололедная и ветровая нагрузки, нагрузки, возникающие при укладке и испытании;

• деформационные нагружения - температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерных деформаций грунта (просадки, пучения, деформации земной поверхности в районах горных выработок и т.д.);

• сейсмические воздействия.

5.73 Рабочее (нормативное) давление транспортируемого газа устанавливается проектом.

5.74 Собственный вес единицы длины газопровода определяется по формуле (3)

 (Н/м).                                               (3)

5.75 Вес транспортируемого газа в единице длины газопровода определяется по формуле (4)

 (Н/м).                                                   (4)

5.76 Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле (5)

(Н/м).                                                        (5)

5.77 Гидростатическое давление воды определяется по формуле (6)

 (М/па).                                                            (6)

5.78 Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода определяется по формуле (7)

 (Н/м).                                                            (7)

5.79 Вес снега на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле (8)

 (H/м),                                                           (8)

где =0,2 для газопроводов диаметром до 600 мм включительно и 0,3 - св. 600 мм.

Нормативная снеговая нагрузка (Н/м) должна приниматься по СНиП 2.01.07.

5.80 Вес обледенения на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле (9)

(H/м),                                                        (9)

где - толщина слоя, м;

- плотность гололеда, Н/м.

Величины необходимо принимать по СНиП 2.01.07.

5.81 Ветровая нагрузка на единицу длины надземного газопровода, действующая перпендикулярно его осевой вертикальной плоскости, определяется по формуле (10)

(Н/м),                                                          (10)

где - нормативное значение ветрового давления, принимаемое в зависимости от ветрового района России по СНиП 2.01.07;

, - коэффициенты, принимаемые по таблице 7, в зависимости от типа местности.

Таблица 7

В таблице 7 типы местности определяются:

А - открытые побережья морей, озер и водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра;

В - городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м;

С - городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м.

5.82 Температурный перепад в газопроводе принимается равным разности между температурой газа в процессе эксплуатации газопровода (наименьшей или наибольшей) и температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода.

5.83 Воздействие от предварительного напряжения газопровода (упругий изгиб по заданному профилю) определяется по принятому конструктивному решению газопровода.

5.84 Воздействия от неравномерных деформаций грунта (просадки, пучение, влияние горных выработок и т.д.) определяются на основании анализа грунтовых условий и возможного их изменения в процессе эксплуатации газопровода.

5.85 Сейсмические воздействия на надземные газопроводы принимаются согласно СНиП II-7.     

5.86 Расчетные толщины стенок труб, отводов, переходов, днищ и основной трубы тройников определяются по формуле (11)

,                                                    (11)

где значения расчетного сопротивления определяются по формуле (12)

.                                                     (12)

Толщина стенки ответвления тройникового соединения определяется по формуле (13)

,                                                     (13)

где , - определяются по формуле (12) соответственно для основной трубы и ответвления тройникового соединения;

         и   - толщины стенок основной трубы и ответвления.

Номинальная толщина стенки трубы принимается: для подземных газопроводов - не менее 3 мм, для надземных - не менее 2 мм.

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

5.87 Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей принимаются:

• для труб, заглушек и переходов - 1,0;

• для тройниковых соединений и отводов - ,

  где - для тройниковых соединений;

           - для отводов.

Значения коэффициентов и принимаются: для тройниковых соединений по таблице 8, для отводов - по таблице 9.

Таблица 8

Таблица 9

5.88 Допускаемое рабочее давление для труб, отводов, днищ и основной трубы тройников, если известны номинальная толщина стенки трубы или соединительной детали ,  механические свойства материала, из которого изготовлен рассматриваемый элемент, т.е. и , определяется по формуле (14)

,                                                      (14)

где значение определяется по условию (12).

Для тройникового соединения должно соблюдаться и условие (13).

5.89 Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении следующих условий:

• при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:

  ;
  ;	(15)

• при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий:

  ;
  .	(16)

При отсутствии 100%-ного контроля сварных швов газопроводов правые части условий (15) и (16) должны приниматься с понижающим коэффициентом 0,85.

Значения и определяются по формулам (17) и (18):

 (МПа);                                 (17)

               (МПа),                     (18)

где - дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях;

          - дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах.

5.90 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых грунтах, принимаются в зависимости от глубины промерзания по таблице 10.

Таблица 10

Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, в сильно набухающих грунтах и на подрабатываемых территориях, принимаются равными соответственно 40 МПа и 60 МПа.

Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40 в обе стороны от него.

Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.

Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле (19)

     (MПa).                                                    (19)

Значения коэффициента защемления газопровода в грунте , скоростей распространения продольных сейсмических волн и сейсмических ускорений определяются по таблицам 11 и 12.

Таблица 11

Таблица 12

5.91 Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба для различных значений рабочих давлений и расчетных сопротивлений даны на рисунках 1-3.

5.92 Для обеспечения проектного положения газопроводов на подводных переходах, на участках прогнозного обводнения, на периодически обводняемых участках применяются следующие виды балластировки:

• пригрузы из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.);

• минеральный грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтетическим материалом (НСМ);

• анкерные устройства.

5.93 При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (20)

  (м).                                              (20)

Здесь нагрузка от упругого отпора газопровода при изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется по формулам (21) и (22):

для выпуклых кривых (Н/м);                                     (21)

     
для вогнутых кривых (Н/м).                                      (22)

Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице 13.

Таблица 13

Коэффициент надежности по материалу пригруза принимается: для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью - 0,85; для чугунных грузов - 0,95.

Вес пригруза принимается по соответствующим стандартам или ТУ.

5.94 При балластировке газопровода грунтом обратной засыпки, закрепляемым нетканым синтетическим материалом (НСМ), высота грунта, закрепляемого в траншее НСМ (расстояние от оси трубы до верха закрепляемого НСМ грунта), должна быть, как правило, не менее величины, определяемой формулой (23)

(м),                                                          (23)

где ;

;

.

Здесь ;

- безразмерный коэффициент, численно равный внешнему диаметру трубы, м.

Значения , , и принимаются по результатам инженерных изысканий по трассе газопровода. Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно-технической документации.

5.95 При балластировке газопровода анкерными устройствами расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (24)

   (м).                                       (24)

Здесь коэффициент условий работы анкерного устройства принимается:

• при   или и , ;

• при и ,  ;

• несущая способность анкера , Н, определяется расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП 2.02.03;

• коэффициент надежности анкера принимается равным 1,4 при определении несущей способности анкера расчетом и 1,25 при определении несущей способности анкера по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.

5.96 Расстояние между опорами надземных газопроводов, укладываемых на опоры с обеспечением компенсации температурных удлинений (например, путем установки П-образных, -образных или линзовых 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 этим условиям.

Конструкции опор надземных газопроводов, прокладываемых по вечномерзлым, пучинистым, просадочным, набухающим или насыпным грунтам, устраивают так, чтобы позволять восстанавливать проектное положение газопроводов, а величины пролетов в этих случаях принимают с коэффициентом 0,9.

Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать согласно таблице 14.

Таблица 14

5.97 При определении величин пролетов различают средние и крайние пролеты (рисунок 4). Средние пролеты не должны, как правило, отличаться друг от друга более чем на 20%. Расстояние между опорами крайнего пролета составляет 80% расстояния между опорами среднего пролета.

5.98 Величина среднего пролета газопровода из условия статической прочности, которое должно удовлетворяться во всех случаях, определяется по формуле (25)

(м),                                      (25)

где

  (Н/м),                                        (26)

при этом в выражении для из нагрузок снеговой и гололедной принимается одна - большая.

5.99 Для газопроводов, в которых возможно образование конденсата при их отключении, величина среднего пролета не превышает величины

(м),                                                      (27)

здесь - определяется по формуле (26);

- по таблице 15 в зависимости от диаметра газопровода и его уклона.

Таблица 15

5.100 Величина среднего пролета газопровода из условия динамической устойчивости (расчет на резонанс) не превышает величины:

(м),                                      (28)

здесь из нагрузок снеговой и гололедной принимается одна - большая.

Значение коэффициента принимается по таблице 16 в зависимости от числа пролетов.

Таблица 16

Расчет на динамическую устойчивость выполняется только для надземных газопроводов, прокладываемых на открытых участках трассы.

При прокладке надземных газопроводов по стенам зданий и сооружений расчет на динамическую устойчивость не требуется.

5.101 Нагрузками, действующими на опоры газопроводов, являются:

• вертикальные;

• горизонтальные вдоль оси газопровода;

• горизонтально перпендикулярные оси газопровода.

Вертикальная нагрузка определяется по формуле (29)

  (Н),                                                             (29)

где , Н/м;

, - величины пролетов слева и справа от рассматриваемой опоры;

при этом в выражении для из нагрузок снеговой и гололедной принимается одна - большая.

Горизонтальные нагрузки вдоль оси газопровода определяются по формулам (30) и (31):

на подвижные опоры:

(Н),                                                          (30)

где 0,3 - коэффициент трения металла о металл;

на неподвижные опоры:

(Н),                          (31)

где и - суммы продольных горизонтальных усилий, действующих на промежуточные подвижные опоры на участках от неподвижной опоры до компенсаторов слева и справа;

- отпор компенсатора, определяемый по правилам строительной механики с учетом гибкости отводов и поперечных перемещений на участках 40 от угла поворота.

Индекс 1 относится к большей величине () слева или справа от рассчитываемой неподвижной опоры.

Горизонтальная нагрузка, перпендикулярная оси трубопровода, определяется по формуле (32)

(Н).                                                              (32)

7.5 Трубы с трещинами, не выправляемыми вмятинами и недопустимыми коррозионными повреждениями забраковываются.

7.6 Внешнему осмотру изоляционного покрытия подвергается каждая труба партии изолированных труб.

При обнаружении внешним осмотром отдельных повреждений изоляционного покрытия трубы площадью более 10% или нескольких повреждений общей площадью более 20% труба полностью переизолируется механизированным способом.

По решению заказчика или генерального подрядчика, кроме внешнего осмотра изоляционного покрытия труб, при входном контроле может производиться приборная проверка изоляции по ГОСТ 9.602.

7.7 При внешнем осмотре соединительных деталей проверяются наличие вмятин, забоин, заусениц, трещин, коррозионных повреждений, расслоения металла, раковин и качество резьбы, а также соответствия геометрических размеров требованиям ГОСТ (ТУ).

При наличии трещин, сквозных отверстий, раковин, неполной или забитой резьбы, отклонения геометрических размеров от требований ГОСТ (ТУ), невыправляемых вмятин соединительные детали забраковываются.

7.8 Каждая партия медных труб сопровождается документом о качестве (сертификатом) завода-изготовителя (или копией, заверенной владельцем), подтверждающим их соответствие требованиям ГОСТ 617. Документ о качестве (сертификат) содержит следующие данные:

• товарный знак или товарный знак и наименование предприятия-изготовителя;

• условное обозначение медных труб;

• результаты испытаний труб на герметичность;

• результаты испытаний механических свойств;

• номер партии и дату изготовления;

• массу партии.

Маркировка медных труб производится в соответствии с 4.11. Документ о качестве, сопровождающий импортные медные трубы, переводится на русский язык с указанием фирмы-производителя, условного обозначения медных труб или их химического состава, механических свойств, состояния поставки и проведенных испытаний на герметичность.

7.9 Каждая партия соединительных деталей сопровождается документом о качестве (сертификатом) завода-изготовителя (или копией, заверенной владельцем сертификата), подтверждающим их соответствие требованиям технических условий. Документ о качестве (сертификат) содержит следующие данные:

• товарный знак или товарный знак и наименование предприятия-изготовителя;

• условное обозначение соединительных деталей;

• результаты испытаний деталей на герметичность;

• результаты испытания механических свойств;

• номер партии и дату изготовления;

• количество деталей.

В документе о качестве (сертификате) указывается наличие у предприятия-изготовителя разрешения Госгортехнадзора России на право производства соединительных деталей газопроводов или прилагается копия разрешения. Маркировка соединительных деталей производится в соответствии с 4.13.

7.10 При поступлении медных труб и соединительных деталей на склад строительной организации проводят входной контроль качества. При входном контроле проверяют внешний вид всех труб и деталей, а также величины диаметров - и размеров - соединительных деталей - 5% партии, но не менее 3 шт. согласно приложению Д и таблице 5.

7.11 Поверхность труб и соединительных деталей должна быть ровная и гладкая, без трещин, расслоений, пузырей, раковин и надрывов. Допускаются отдельные следы от формующего и калибрующего инструмента, если они не выводят размеры за пределы допусков. Наружная и внутренняя поверхности труб и соединительных деталей очищаются в случае загрязнения. Внешний осмотр деталей проводят визуально без применения увеличительных приборов.

7.12 В случае получения неудовлетворительных результатов хотя бы по одному показателю (внешнему виду или размерам) трубы и детали к производству работ не допускаются.

7.13. По результатам входного контроля составляют протокол.

7.14 При входном контроле материалов (припоев, кислот, щелочей) проверяют наличие и соответствие документов о качестве (сертификатов).

7.15 Транспортировка труб для строительства газопроводов производится автомобилями с  прицепами-роспусками, находящимися в технически исправном состоянии, имеющими надежную сцепку прицепа с автомобилем, предохранительный щит для защиты кабины водителя от продольного перемещения труб, крепежные устройства, оборудованные турникетными кониками.

Прицеп-роспуск оборудуется поворотным турникетом.

7.16 При транспортировке изолированных труб коники автомобиля и прицепа оборудуются специальными ложементами с полукруглыми выемками, охватывающими не менее периметра трубы.

Шаг выемок должен исключать соприкосновение труб друг с другом. Каждый ложемент может использоваться не более чем на два смежных диаметра изолированных труб. Ложементы рекомендуется изготавливать из дерева. Выемки обиваются войлоком или мягким эластичным материалом и не должны иметь углов и выступов, вызывающих повреждения изоляционного покрытия трубы. Ширина ложемента, измеренная вдоль оси трубы, должна быть не менее ширины основания коников.

7.17 Неизолированные трубы транспортируются в брикетах, увязанных проволокой.

7.18 Изолированные трубы укладываются на трубовозы в ложементы. При транспортировке труб в несколько рядов каждый ряд укладывается в ложементы, отделяемые от нижнего ряда мягкими прокладками (резина, войлок и т.п.).

7.19 Размеры загруженного трубовоза должны быть по ширине не более 2,5 м, по высоте - не более 3,8 м. Погрузочная высота коников автомобиля и прицепа должна быть на одном уровне. Свес труб за коники прицепа должен быть, как правило, не более 2 м.

7.20 Для предотвращения продольного перемещения трубы закрепляются стопорными стальными канатами с обоих концов. При перевозке изолированных труб под стопорные канаты рекомендуется подкладывать мягкие прокладки. Канаты должны быть в натянутом положении.

7.21 Погрузку и разгрузку труб производят автокранами. Для погрузки и разгрузки изолированных труб диаметром до 168 мм применяют мягкие полотенца типа ПМ.

7.22 Сбрасывать изолированные трубы с автомашины или скатывать их по слегам не рекомендуется.

7.23 Для складирования соединительные детали заводского (ЦЗЗ, ЦЗМ) 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.

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

7.25 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.

Высота стеллажей должна быть, как правило, не более 3 м.

7.26 При складировании в базовых условиях изолированных труб их нижний и последующие ряды укладывают на ложементы, отвечающие требованиям настоящего раздела, располагаемые на неизолированных концах труб.

Высота штабеля в стеллажах для всех диаметров труб не должна превышать, как правило, 2 м.

7.27 Трубы каждого диаметра рекомендуется укладывать в отдельный стеллаж.

7.28 Соединительные детали в базовых условиях хранят в закрытых складах.

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

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

7.31 Упаковка труб для транспортировки производится в соответствии с требованиями ГОСТ 617. Упаковка соединительных деталей для транспортировки должна отвечать требованиям технических условий изготовителя.

7.32 Трубы и соединительные детали транспортируют всеми видами транспорта в крытых транспортных средствах в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на транспорте данного вида.

7.33 Трубы и соединительные детали хранятся в закрытом помещении при температуре наружного воздуха от минус 40 °С до плюс 40 °С и защищаются от механических повреждений, воздействия влаги и активных химических веществ в соответствии с ТУ 5130-001-05480358.

7.34 Припои хранятся в сухом, закрытом помещении при температуре от минус 40 °С до плюс 40 °С и защищаются от воздействия прямых солнечных лучей, влаги, механических повреждений в соответствии с ТУ 48-3650-10, ТУ 48-21-663.

7.35 К производству сварочных работ допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с РД 03-495.

7.36 Перед допуском к работе (дуговой и газовой сваркой) сварщик должен, как правило, сварить допускной стык в следующих случаях:

• если впервые приступает к работе на предприятии;

• при перерыве в работе более двух календарных месяцев;

• при сварке труб, изготовленных из марок стали, отличающихся от ранее свариваемых данным сварщиком своими свойствами по свариваемости;

• если применяют новые для данного сварщика марки сварочных материалов (электродов, сварочной проволоки, флюсов);

• при изменении технологии сварки.

7.37 Вид сварки, технология производства сварочных работ и пространственное положение допускного стыка (поворотный или неповоротный) должны соответствовать выполняемым сварщиком при строительстве объекта.

7.38 Контроль и оценку качества допускного стыка осуществляют внешним осмотром, радиографическим контролем и механическими испытаниями в соответствии с требованиями СНиП 42-01, предусмотренными для контрольных стыков.

7.39 При неудовлетворительных результатах контроля допускного стыка:

• внешним осмотром - стык бракуется и дальнейшему контролю не подлежит;

• физическими методами или механическими испытаниями - проверку следует повторить на удвоенном числе стыков.

В случае получения неудовлетворительного результата хотя бы в одном стыке сварщик должен пройти дополнительную практику по сварке, после чего сварить новый допускной стык, подлежащий испытаниям в соответствии с требованиями настоящего раздела.

7.40 Результаты проверки качества допускных стыков физическими методами и механическими испытаниями следует оформлять протоколами.

7.41 К пайке внутренних газопроводов из медных труб допускаются:

• паяльщики труб не ниже 4-го разряда;

• паяльщики не ниже 5-го разряда,

  согласно "Общероссийскому классификатору профессий рабочих" ОК 016-94, аттестованные в установленном порядке.

7.42 Перед допуском к работе по пайке газопроводов из медных труб каждый рабочий должен выполнить допускные паяные соединения в количестве не менее 3 шт. (рисунок 8). Допускные соединения паяют из труб и соединительных деталей одного из диаметров, используемых при строительстве. Образцы клеймят личным клеймом паяльщика (резиновым оттиском) или карандашом-маркером.

7.43 Контроль образцов осуществляют:

• внешним осмотром - на полноту и отсутствие видимых трещин галтели паяного соединения согласно требованиям ГОСТ 19249;

• испытаниями на статическое растяжение двух образцов - для определения механических свойств паяного соединения;

• испытаниями на "распай" одного образца - для определения площади пропая.

7.44 До проведения испытания на статическое растяжение измеряют наружный диаметр и внутренний диаметр медной трубы и вычисляют площадь поперечного сечения трубы по формуле (33)

(мм).                                    (33)

7.45 Испытания на статическое растяжение производят на разрывных машинах или универсальных испытательных машинах, соответствующих ГОСТ 7855. Допускается концы образцов сплющить для удобства проведения испытаний. Образец нагружают равномерно и непрерывно до разрушения, в момент разрушения определяют максимальную нагрузку и место разрушения: по основному материалу или по пайке. По окончании испытания рассчитывают показатель прочности - временное сопротивление разрыву (предел прочности) по формуле (34)

(МПа).                                                     (34)

Качество пайки считается удовлетворительным, если величина 280 МПа.

7.46 При применении метода "распая" нагревают паяное соединение до температуры плавления припоя и разъединяют детали. Измеряют диаметр поверхности пайки . Рассчитывают площадь каждого паяного шва по формуле (35)

.                                               (35)

Затем определяют площадь "непропая". Качество пайки считается удовлетворительным, если площадь "непропая" составляет менее 5% для каждого шва.

7.47 Результаты контроля образцов регистрируются в журнале испытаний и оформляются протоколами (приложения Ж и И).

7.48 При неудовлетворительных результатах контроля образцов:

• внешним осмотром - образцы бракуются и дальнейшему контролю не подлежат;

• механическими испытаниями или методом "распая" - проверку следует повторить на удвоенном числе образцов.

В случае получения неудовлетворительных результатов повторного контроля хотя бы одного образца, паяльщик должен пройти дополнительное обучение по пайке, после чего выполнить пайку допускных образцов, подлежащих испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями.

7.49 Для соединения труб применяют дуговую (ручную, полуавтоматическую, автоматическую под флюсом) и газовую сварку, стыковую контактную сварку оплавлением, сварку в среде CO и пайку.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037 и рекомендациям настоящего раздела.

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

При сварке труб условным диаметром более 400 мм двумя сварщиками каждый из них должен поставить (наплавить или выбить) по номеру (клейму) на границах своего участка.

7.51 Подготовка кромок под стандартную разделку (рисунок 9) выполняется механической обработкой или газовой резкой с последующей зачисткой шлиф-машинкой.

7.52 Перед сборкой труб необходимо:

• очистить внутреннюю полость труб и деталей от грунта, грязи, снега и других загрязнений;

• очистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб, деталей газопроводов, патрубков, арматуры на ширину не менее 10 мм;

• проверить геометрические размеры кромок, выправить плавные вмятины на концах труб глубиной до 3,5% наружного диаметра трубы;

• очистить до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм.

Концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины, задиры фасок глубиной более 5 мм, обрезают.

При температуре воздуха ниже минус 5 °С правка концов труб без их подогрева не рекомендуется.

7.53 Сборку стыков труб производят на инвентарных лежках с использованием наружных или внутренних центраторов.

Допускаемое смещение кромок свариваемых труб не должно превышать величины 0,15+0,5 мм, где - наименьшая из толщин стенок свариваемых труб.

7.54 Сварка стыков разнотолщинных труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры допускается без специальной обработки кромок при толщине стенок менее 12,5 мм (если разность толщин не превышает 2,0 мм).

Сварка труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры с большей разнотолщинностью осуществляется стандартным переходом длиной не менее 250 мм.

При отсутствии стандартных переходов допускается производить на надземных и внутренних газопроводах низкого давления нахлесточные соединения "труба в трубу" размеров 50х40, 40х32, 32х25, 25х20 мм.

Сварка нахлесточных соединений производится в соответствии с ГОСТ 16037 и выполнением следующих требований:

• просвет между трубами, соединяемыми внахлест, не более 1-2 мм и равновелик по периметру;

• величина нахлеста по длине соединяемых труб не менее 3 см;

• на конце трубы меньшего диаметра выполняется фаска вовнутрь под углом не менее 45° на всю толщину стенки трубы;

• соединения свариваемых торцов после специальной подготовки (утонении) кромок изнутри  или снаружи более толстостенного элемента с  толщиной стенки до толщины свариваемого торца (рисунок 10), которая не превышает 1,5  толщины менее толстостенного элемента .

7.55 Сборку под сварку труб с односторонним продольным или спиральным швом производят со смещением швов в местах стыковки труб не менее чем на:

7.56 Для закрепления труб в зафиксированном под сварку положении электродами, применяемыми для сварки корневого шва, следует выполнять равномерно расположенные по периметру стыка прихватки в количестве:

• для труб диаметром до 80 мм - 2 шт.;

• для труб диаметром св. 80 мм до 150 мм - 3 шт.;

• для труб диаметром св. 150 мм до 300 мм - 4 шт.;

• для труб диаметром св. 300 мм - через каждые 250 мм.

Высота прихватки должна составлять толщины стенки трубы, но не менее 2 мм; длина прихватки - 20-30 мм при диаметре стыкуемых труб до 50 мм; 50-60 мм - при диаметре стыкуемых труб более 50 мм.

7.57 При сборке на внутреннем центраторе и последующей сварке целлюлозными электродами сварщикам следует приступать непосредственно к выполнению корневого шва без прихваток. Если в процессе сборки и установки технологического зазора прихватка была произведена, она должна быть полностью вышлифована и заварена вновь при сварке корневого шва.

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

Просушку торцов труб путем нагрева на 50 °С рекомендуется производить:

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

• при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5 °С.

7.59 Сварочные работы на открытом воздухе во время дождя, снегопада, тумана и при ветре скоростью свыше 10 м/с можно выполнять при условии обеспечения защиты места сварки от влаги и ветра.

7.60 Необходимость предварительного подогрева стыков определяют в зависимости от марок стали свариваемых труб, подразделяющихся на следующие группы:

• I - трубы из спокойных (сп) и полуспокойных (пс) сталей марок: Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ 380; 08, 10, 15 и 20 по ГОСТ 1050;

• II - трубы из кипящих (кп) сталей марок: Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 по ГОСТ 380;

• Ill - трубы из низколегированных сталей марок: 09Г2С, 16 ГС, 17 ГС, 17Г1С и др. по ГОСТ 19281; марки 10Г2 по ГОСТ 4543.

Предварительный подогрев стыков производят при сварке труб с толщиной стенки от 5 до 10 мм электродами с рутиловым или целлюлозным покрытием при температуре наружного воздуха: ниже минус 20 °С - для труб I и II групп, ниже минус 10 °С - для труб III группы.

При сварке при температуре минус 10 °С подогрев труб с толщиной стенки более 10 мм обязателен.

Минимальная температура подогрева должна составлять 100 °С и измеряться на расстоянии 5-10 мм от кромки трубы.

Температуру предварительного подогрева контролируют контактными термометрами или термокарандашами (ТУ 6-10-1110).

Место замера температуры контактными термометрами нужно предварительно зачистить металлической щеткой.

Если необходимы и просушка, и подогрев стыка, то производится только подогрев стыка.

7.61 Не рекомендуется зажигать дугу с поверхности трубы. Дуга зажигается с поверхности разделки кромок или же с поверхности металла уже выполненного шва.

7.62 При применении для сборки стыка наружных центраторов снимать их допускается после сварки не менее 50% стыка. При этом отдельные участки шва равномерно располагают по периметру стыка. Перед продолжением сварки корневого шва после снятия центратора все сваренные участки зачищают, а концы швов прорезают шлиф-машинкой.

7.63 До полного завершения корневого слоя шва не рекомендуется перемещать свариваемый стык.

7.64 Для предупреждения образования дефектов между слоями сварного шва перед выполнением каждого последующего слоя поверхность предыдущего слоя очищают от шлака и брызг.

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

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

Места начала и окончания сварки каждого слоя ("замки" шва) располагают для труб диаметром 400 мм и более не ближе 100 мм от "замков" предыдущего слоя шва; для труб диаметром менее 400 мм - не ближе 50 мм.

7.65 Ручную дуговую сварку неповоротных и поворотных стыков труб при толщине стенок до 6 мм выполняют не менее чем в два слоя, при толщине стенок более 6 мм - не менее чем в три слоя. Каждый слой шва перед наложением последующего тщательно очищают от шлака и брызг металла.

Стыки газопроводов диаметром 900 мм и более, свариваемые без остающегося подкладного кольца, должны быть выполнены с подваркой корня шва внутри трубы.

7.66 Автоматическую дуговую сварку под флюсом выполняют по первому слою, сваренному ручной дуговой сваркой (теми же электродами, которыми прихватывались стыки) или сваркой в среде углекислого газа.

7.67 Для автоматической односторонней сварки поверхностных слоев шва труб диаметром от 300 до 800 мм в секции длиной 36 м рекомендуется использовать механизированные трубосварочные базы типа БНС-81, где сборка и сварка первого слоя выполняются на линии ЛСТ-81, а автоматическая сварка под флюсом выполняется на сварочном комплексе ПАУ-502 (технические характеристики приведены в приложении К).

7.68 Режимы автоматической односторонней сварки под флюсом поворотных стыков труб диаметром от 300 до 800 мм при диаметре электродной проволоки 2 мм приводятся в таблице 18.

Таблица 18

7.69 Техническая характеристика сварочных машин для электроконтактной сварки приводится в таблице 19.

Таблица 19

7.70 Технология стыковой контактной сварки предусматривает:

• подготовку труб к сварке;

• зачистку поверхности труб около кромок под контактные башмаки сварочной машины;

• центровку труб в сварочной машине;

• сварку труб, выполняемую автоматически по заданной программе с одновременной записью рабочих параметров режима сварки;

• удаление внутреннего и наружного грата.

7.71 Перед сваркой производят подборку труб по диаметру, периметру и толщине стенок.

Разница в периметрах стыкуемых труб не должна, как правило, превышать 12 мм. Разница в толщине стенок стыкуемых труб не должна, как правило, превышать 1,0 мм для толщины стенок до 10 мм и 2,2 мм - для толщины стенок более 10 мм.

Зачистку поверхности труб под токоподводящие башмаки сварочных машин выполняют с помощью специальных зачистных устройств - иглофрезерных или скребковых. Предпочтительно применение иглофрезерных агрегатов типа АЗТ-141.

Кроме того, необходимо произвести механическую зачистку торцов труб.

Центровка труб осуществляется сварочной машиной. Продольные швы сварных труб при этом располагают в середине между токоподводящими башмаками.

Смещение кромок труб при центровке допускается до 20% толщины стенки трубы, но не более 2 мм.

Величина зазора между центрируемыми трубами в любом месте периметра не должна превышать 3 мм для труб диаметром от 50 до 300 мм и 7 мм - для труб диаметром свыше 300 мм.

7.72 Внутренний и наружный грат удаляют в горячем и холодном состоянии механически с помощью специальных гратоснимающих устройств или гратоснимателями, встроенными в головку сварочной машины.

Порядок съема грата внутренними и наружными гратоснимателями производится в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

7.73 Контроль качества сварных соединений, выполненных контактной стыковой сваркой оплавлением, включает в себя:

• контроль формы сварного соединения после снятия наружного и внутреннего грата - внешним осмотром и измерениями;

• контроль зарегистрированных параметров процесса сварки;

• механические испытания образцов сварных соединений.

7.74 Контролю формы сварного соединения на величину смещения кромок и высоту оставшегося внутреннего и наружного усиления подвергаются 100% стыков.

Стыки после снятия внутреннего и наружного грата должны иметь усиление высотой не более 3 мм. При снятии внутреннего и наружного грата не допускается уменьшение толщины стенки трубы и наличие острых кромок.

Смещение кромок после сварки не должно превышать 25% толщины стенки, но быть не более 3 мм. Допускаются местные смещения на 20% периметра стыка, величина которых не превышает 30% толщины стенки, но не более 4 мм.

При несоответствии хотя бы одного из вышеназванных параметров сварного соединения указанным требованиям стык бракуется и подлежит вырезке из газопровода.

7.75 Контролю на соответствие фактического режима сварки, записанного на диаграмме самопишущего прибора, заданному в технологической инструкции подвергаются 100% стыков.

На диаграммах указываются: номер стыка и клеймо сварщика-оператора, диаметр и толщина стенок свариваемых труб, температура окружающего воздуха и дата сварки. Диаграммы подписываются оператором и производителем работ.

При отклонении фактического режима сварки, записанного на диаграмме, стык подлежит вырезке из газопровода.

7.76 Для оценки механических свойств сварного соединения испытывают образцы на растяжение, статический изгиб или сплющивание.

Для труб диаметром менее 100 мм проводят испытания трех стыков на растяжение и трех стыков на сплющивание.

Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XVIII ГОСТ 6996 со снятым усилением снаружи и изнутри трубы.

Форма образцов для испытания на сплющивание соответствует типу XXX ГОСТ 6996 со снятым усилением снаружи и изнутри трубы.

7.77 Для труб диаметром 100 мм и более проводят испытания образцов на растяжение и изгиб. Образцы вырезаются равномерно по периметру трубы. Для труб диаметром до 400 мм вырезают на растяжение - 2 образца, на изгиб - 4 образца; для труб диаметром более 400 мм - соответственно 4 и 8 образцов.

Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XII или XIII с удалением усиления шва по ГОСТ 6996.

Форма образцов для испытания на статический изгиб при толщине стенки трубы до 12,5 мм соответствует типу XXVII ГОСТ 6996. Диаметр нагружающей оправки должен быть равен четырем толщинам образца.

Испытание на статический изгиб при толщине стенки трубы более 12,5 мм проводится на образцах, вырезаемых в направлении толщины стенки трубы с расположением ширины образца в плоскости, перпендикулярной поверхности трубы (образцы для испытания на "ребро") типа XXVIIIa no ГОСТ 6996. Ширину таких образцов принимают равной 12,5 мм.

7.78 Временное сопротивление разрыву сварного соединения, определенное как среднее арифметическое результатов, полученных при испытании образцов, должно быть не меньше нормативного значения временного сопротивления разрыву металла труб. Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10% ниже нормативного требования вдоль образующей, если средний арифметический результат отвечает нормативным требованиям.

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

7.80 Среднее арифметическое значение угла изгиба образцов должно быть не менее 70°, а его минимальное значение - не ниже 40°. При подсчете среднего значения все углы больше 110° принимаются равными 110°.

7.81 При получении неудовлетворительных результатов испытаний стыка вырезают еще два стыка, на которых проводят испытания в соответствии с требованиями настоящего раздела.

При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы одного стыка необходимо:

• сварку прекратить, установить причину получения неудовлетворительного качества сварного соединения; работа может быть продолжена данным сварщиком на той же установке только после получения удовлетворительных результатов испытаний дополнительного допускного стыка в соответствии с настоящим разделом;

• все стыки, сваренные сварщиком-оператором с момента последних механических испытаний, подвергаются проверке комиссией с участием представителей эксплуатационной организации, которая принимает решение о необходимости проведения испытаний силовым воздействием на изгиб с созданием в верхней части каждого стыка напряжения, равного 0,9 нормативного предела текучести. О качестве стыковой сварки по каждому стыку в отдельности комиссия принимает соответствующее решение.

7.82 Получение соединений труб пайкой осуществляется путем нагрева их стыка с вложенным в него припоем в виде кольцевой вставки в электромагнитном поле частотой 1-8 Гц.

7.83 Перед пайкой кромки труб механически обрабатываются с целью получения скосов под углом 20° или 30°. Общий вид паяного соединения приведен на рисунке 11.

7.84 Технология пайки включает:

• центровку труб в паяльном устройстве;

• внесение и закрепление припоя в стыке;

• установку нагревающего индуктора на стык.

Стыковка труб осуществляется после установки устройства для сборки и пайки стыков на свободный конец наращиваемого газопровода. При совмещении кромок труб зазор между ними не должен превышать 0,3 мм.

В стык вставляется закладное кольцо припоя (П87 на железомарганцевой основе). Затем на собранный стык наносится защитное покрытие, устанавливается индуктор и, при необходимости спрейер для принудительного охлаждения стыка которые являются рабочими узлами устройств для сборки и пайки.

Стык сжимается с усилием, равным 0,1-0,2 МПа, и включается индуктор, нагревая стык до температуры пайки (1200 °С), выдерживается пpи этой температуре под давлением, а после прекращения нагрева производится принудительное или естественное охлаждение стыка до 400-500 °С. После этого паяльное устройство переносится к следующему стыку.

При пайке производится контроль основных параметров режима с записью их на региструрующий прибор.

Вид контролируемых параметров и их количество определяются типом используемой индукционной установки, устройства для сборки и пайки и определяются в технологической карте.

Приемочный контроль качества соединений, выполненных индукционной пайкой, включает себя:

• визуальный контроль формы паяного соединения;

• контроль зарегистрированных параметре процесса пайки;

• механические испытания образцов паяных соединений.

Внешнему осмотру подвергаются 100% соединений (стыков).

Поверхность стыка после удаления защитного покрытия имеет блестящий металлический цвет.

На наружной поверхности стыка не допускаются наплывы припоя, превышающие 3 мм. Наплывы свыше 3 мм могут быть сошлифованы, при этом не допускается уменьшение толщины стенки трубы.

Величина наружного смещения кромок по периметру стыка не превышает 1 мм, при этом обеспечивается плавный переход поверхности шва к основному металлу.

Допускается местное незаполнение соединительного зазора припоем на глубину не более 1,5 мм и суммарной длиной не более периметра стыка. При этом поверхность шва в местах незаполнения соединительного зазора также имеет блестящий металлический цвет и обеспечивает плавный переход от поверхности шва к основному металлу.

При несоответствии хотя бы одного из параметров соединения указанным требованиям стык бракуется и подлежит вырезке из газопровода.

Контролю на соответствие фактического режима пайки, записанного на диаграмме самопишущего прибора, подвергаются 100% стыков.

На диаграммах указываются: номер стыка и клеймо оператора-паяльщика, диаметр и толщина стенок спаянных труб, температура окружающего воздуха и дата пайки. Диаграммы должны быть подписаны оператором, производителем работ, контролером.

При отклонении фактического режима пайки, записанного на диаграмме, от заданного в технологической карте стык подлежит вырезке из газопровода.

Для оценки механических свойств испытывают образцы на растяжение, статический изгиб или сплющивание.

Для труб диаметром менее 100 мм проводят испытания трех стыков на растяжение и трех стыков на сплющивание.

Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XVIII ГОСТ 6996.

Форма образцов для испытания на сплющивание соответствует типу XXX ГОСТ 6996.

Для труб диаметром 100 мм и более проводят испытания образцов на растяжение и изгиб. Образцы вырезаются равномерно по периметру трубы: число образцов для испытания на растяжение - 2, на изгиб - 4.

Форма образцов для испытания на растяжение соответствует типу XII или XIII ГОСТ 6996.

Форма образцов для испытания на статический изгиб соответствует типу XXVII ГОСТ 6996. Диаметр нагружающей оправки при испытании на изгиб равен четырем толщинам образца.

Временное сопротивление разрыву паяного соединения, определенное как среднее арифметическое результатов, полученных при испытании образцов, должно быть не меньше нормативного значения временного сопротивления разрыву металла труб.

Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10% ниже нормативного требования, если средний арифметический результат отвечает нормативным требованиям.

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

Среднее арифметическое значение угла изгиба образцов должно быть не менее 70°, а его минимальное значение - не ниже 40°. При подсчете среднего значения все углы больше 110° принимаются равными 110°.

При получении неудовлетворительных результатов испытаний контрольного стыка вырезают еще два дополнительных контрольных стыка, на которых вновь проводят испытания.

При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы одного из дополнительных контрольных стыков необходимо:

• пайку прекратить, установить причину получения неудовлетворительного качества паяного соединения; работа может быть продолжена данным паяльщиком на той же установке только после получения удовлетворительных результатов испытаний допускного стыка в соответствии с настоящим разделом СП;

• все стыки, спаянные оператором-паяльщиком с момента последних механических испытаний, подвергаются проверке комиссией с участием представителей эксплуатационной организации, которая принимает решение о необходимости проведения испытаний силовым воздействием на изгиб с созданием в верхней части каждого стыка напряжения, равного 0,9 нормативного предела текучести. О качестве пайки по каждому стыку в отдельности комиссия принимает соответствующее решение.

7.85 Газовая сварка ацетиленом допускается для газопроводов условным диаметром 150 мм с толщиной стенки до 5 мм включительно со скосом кромок.

При толщине стенок до 3 мм сварка производится без скоса кромок.

Сварка с применением пропан-бутановой смеси допускается только для газопроводов давлением до 0,005 МПа условным диаметром не более 150 мм с толщиной стенки до 5 мм.

Газовую сварку производят в один слой.

7.86 Газовая сварка стыков выполняется восстановительным пламенем присадочной проволокой диаметром 1,5-3 мм по предварительно очищенным до металлического блеска кромкам свариваемых труб согласно режиму, приведенному в таблице 20.

Таблица 20

7.87 Сварку труб рекомендуется производить газовыми горелками инжекторного типа Г2 и Г3 с давлением 0,9-3,9 кПа (0,01-0,04 кгс/см), в частности Г2-0,5 "Норд" со сменными наконечниками, меняемыми в зависимости от толщины свариваемых труб; газ для питания горелок должен поставляться в стальных, аттестованных по срокам пользования баллонах.

Цвет баллонов: для кислорода - голубой, для ацетилена - белый, для пропан-бутана - красный, для углекислоты - черный.

7.88 Понижение давления газа, подаваемого от баллонов к горелке, осуществляется через редукторы; для кислородных баллонов рекомендуется использовать редуктор БКО-50-4 или его малогабаритный аналог БКО-25-МГ, для ацетиленовых баллонов - редукторы БАО-5-4 и малогабаритный БАО-5-МГ, для пропановых - БПО-5-4 и малогабаритный БПО-5-МГ.

7.89 Для сварки труб диаметром до 150 мм включительно допускается применение полуавтоматической дуговой сварки в углекислом газе плавящимся электродом.

Сварка выполняется на постоянном токе обратной полярности электродной проволокой Св-08ГС или Св-08Г2С диаметром 0,8-1,2 мм.

7.90 Сварку труб в среде рекомендуется производить в базовых условиях. Перечень оборудования и режимов - см. таблицу 21.

Таблица 21

7.91 Число слоев в шве должно быть не менее двух. После сварки первого слоя в среде обязательна зачистка поверхности металлическими щетками от шлака и брызг. Усиление наружного шва должно быть в пределах 1-3 мм, установленных ГОСТ 16037.

7.92 Сварочные материалы, применяемые для сварки стальных газопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ (ТУ).

При температуре эксплуатации газопроводов (расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства для внутренних в неотапливаемых помещениях и надземных газопроводов) до минус 40 °С дуговую сварку труб из углеродистой стали производят электродами типа Э42, Э46, из низколегированной - типа Э50.

При температуре эксплуатации ниже минус 40 °С и в районе с сейсмичностью свыше 6 баллов дуговую сварку труб из углеродистой стали производят электродами типа Э42А, Э46А, из низколегированной - типа Э50А.

Для дуговой сварки труб применяют следующие типы электродов по ГОСТ 9467, ГОСТ 9466:

• Э42-Ц, Э46-Ц диаметром 2,0; 3,0; 3,25; 4,0 мм с целлюлозным покрытием - для сварки корневого слоя шва труб I-III групп;

• Э42А, Э42Б, Э46А, Э50Б диаметром 2,5; 3,0; 3,25 мм с основным покрытием - для сварки корневого слоя шва труб I и III групп;

• Э42А, Э42Б, Э46А, Э46Б, Э50А, Э50Б диаметром 3,25 и 4,0 мм с основным покрытием - для сварки заполняющих и облицовочного слоев шва труб I и III групп;

• Э42-Р, Э46-Р с рутиловым покрытием - для сварки всех слоев шва труб I и II групп (постоянным током);

• Э42-Р с рутиловым покрытием - для сварки всех слоев шва труб I и II групп (переменным током).

7.93 Сварочную проволоку и флюсы подбирают по ГОСТ 2246 и ГОСТ 9087 соответственно в зависимости от группы свариваемых труб в следующих сочетаниях:

• для труб I и II групп - СВ-08 и АН-348-А, СВ-08А и АНЦ-1 (ТУ 108.1424), СВ-08ГА и АН-47;

• для труб III группы - СВ-08ГА и АН-348-А, АНЦ-1 (ТУ 108.1424), АН-47.

Перед применением сварочные материалы проверяют внешним осмотром на их соответствие требованиям ГОСТ (ТУ). При обнаружении дефектов (обсыпка защитной обмазки электродов и их увлажнение, коррозия сварочной проволоки) применение этих материалов не допускается.

7.94 При дуговой сварке труб в среде углекислого газа применяют:

• сварочную проволоку по ГОСТ 2246 марки СВ-08Г2С;

• углекислый газ по ГОСТ 8050 чистотой не менее 99,5%.

7.95 При газовой сварке следует применять:

• сварочную проволоку по ГОСТ 2246 марок: СВ-08АА, СВ-08ГА, СВ-08Г2С, СВ-08ГС, СВ-12ГС;

• кислород технический по ГОСТ 5583;

• ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457 или ацетилен, полученный на месте производства работ из карбида кальция, по ГОСТ 1460.

7.96 Сварные соединения газопроводов подвергаются внешнему осмотру, механическим испытаниям и контролю физическими методами в  соответствии с требованиями СНиП 42-01 и рекомендациями настоящего подраздела.

7.97 Стыки, сваренные дуговой или газовой сваркой, по результатам внешнего осмотра должны соответствовать ГОСТ 16037 и удовлетворять следующим требованиям:

• швы и прилегающие к ним поверхности труб на расстоянии не менее 20 мм (по обе стороны шва) должны быть очищены от шлака, брызг расплавленного металла, окалины и других загрязнений;

• швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, выходящих на поверхность пор, а также подрезов глубиной более 5% толщины стенки труб (более 0,5 мм) и длиной более периметра стыка (более 150 мм).

7.98 По результатам проверки радиографическим методом стыки следует браковать при наличии следующих дефектов:

• трещин, прожогов, незаваренных кратеров;

• непровара по разделке шва;

• непровара в корне шва и между валиками глубиной более 10% толщины стенки трубы;

• непровара в корне шва и между валиками свыше 25 мм на каждые 300 мм длины сварного соединения или свыше 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм;

• непровара в корне шва в стыках газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;

• непровара в корне шва в сварных соединениях, выполненных с подкладным кольцом;

• если размеры дефектов стыков (пор, шлаковых и других включений) превышают установленные для класса 6 по ГОСТ 23055.

7.99 По результатам ультразвукового контроля стыки следует браковать при наличии дефектов, площадь которых превышает площадь отверстия в стандартных образцах предприятия, прилагаемых к ультразвуковому аппарату, а также при наличии дефектов протяженностью более 25 мм на 300 мм длины сварного соединения или на 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм.

7.100 Для резки медных труб применяют мелкозубые ножовки по металлу, дисковые труборезы (рисунок 12), трубоотрезные станки и т.д. Для сохранения перпендикулярности кромки резки по отношению к оси трубы применяют корытообразную оправку. Образующиеся после резки заусенцы необходимо тщательно удалить.

7.101 Гибку медных труб в твердом состоянии наружным диаметром до 22 мм допускается выполнять холодным способом (рисунок 13), радиус гиба - не менее 3-6 наружных диаметров трубы при толщине стенки 1 мм (таблица 22). Для гибки медных труб используются те же самые инструменты (трубогибочные станки), что и для ручной гибки стальных труб.

7.102 Гибку труб наружным диаметром более 22 мм выполняют только после предварительного смягчающего отжига в месте гиба, радиус гиба не менее 5 наружных диаметров трубы. Холодная гибка с предварительным отжигом требует применения специального трубогибочного станка с одновременным калиброванием внутреннего сечения сгибаемой трубы. При горячей гибке трубу предварительно заполняют сухим песком. Перед нагревом определяют зону нагрева и гибки в соответствии с рисунком 14.

7.103 Трубу нагревают ацетилено-воздушной или ацетилено-кислородной горелкой, головка которой подбирается в зависимости от диаметра трубы так, чтобы избежать перегрева материала трубы. Пламя в горелке поддерживается нормальным (нейтральным), с гладким и четким ядром. В начале нагрева расстояние между головкой горелки и нагреваемой поверхностью должно быть как правило, равно двойной длине конуса пламени, затем это расстояние увеличивают вдвое. Горелку держат в таком положении до достижения температуры около 650 °С.

Последовательность действий при горячей гибке труб следующая:

• определяется зона гибки и нагрева;

• труба заполняется сухим мелкозернистым песком;

• концы заполненной песком трубы закупориваются деревянной пробкой;

• производится предварительный нагрев (до потускнения поверхности трубы);

• труба нагревается равномерно по всей намеченной длине до температуры около 650 °С, т.е. до получения темно-красного цвета поверхности трубы;

• производится медленная гибка на трубогибочном станке;

• после окончания гибки из трубы удаляете песок и происходит естественное охлаждение гнутой трубы.

7.104 Медные трубы перед сборкой калибруют (рисунок 15) с применением специальных приспособлений до обеспечения размеров в соответствии с таблицей 5 и рисунком Д.1 приложения Д.

7.105 При монтаже внутренних газопроводов из медных труб применяется высокотемпературная пайка твердым припоем, при этом применяют телескопические (капиллярные) паяные соединения ПН-4, ПН-5 по ГОСТ 19249 (рисунок 16).

7.106 Перед пайкой стыкуемые поверхности труб и соединительных деталей обрабатывают одним из следующих способов:

• травлением в растворе кислот в составе: серная кислота - 100 г, азотная кислота - 100 г, соляная кислота - 20 г на 1 л воды, температура раствора 18-25 °С, время обработки 2-3 мин с последующей нейтрализацией в растворе углекислого натрия - 150 г на 1 л воды и промывкой в горячей воде (температура 70-90 °С). Обработанные детали до пайки допускается хранить не более 3 сут, по истечении 3 сут необходима повторная обработка стыкуемых поверхностей;

• ультразвуковым травление медных деталей в 10-30%-ном водном растворе серной кислоты с добавлением 5-6% хромистого ангидрида при температуре 20-30 °С, максимальная длительность травления 3 мин, с обязательным последующим пассивированием в 20-30%-ном водном растворе кальцинированной или каустической соды при температуре 20-30 °С в течение 1-5 мин. Длительность хранения деталей после ультразвукового травления до 60 сут;

• другими способами, обеспечивающими качественную подготовку поверхности и сохранение размеров в пределах допуска.

7.107 Сборку под пайку и пайку труб и соединительных деталей производят в специальных центрирующих приспособлениях, обеспечивающих постоянство зазора в процессе пайки.

Последовательность операций следующая:

• проверка и в случае необходимости калибровка соединяемых элементов;

• очистка соединяемых поверхностей;

• нанесения флюса на конец трубы при соединении с медь-латунь, медь-бронза (соединение медь-медь можно выполнять без применения флюса);

• ввод конца трубы в раструб до ощутимого сопротивления;

• равномерное подогревание соединения до температуры несколько выше точки плавления припоя;

• подача к кромке раструба припоя, который, плавясь при соприкосновении с подогретой трубой, всасывается в капиллярный зазор вплоть до его заполнения (подаваемый припой нагревать не рекомендуется);

• охлаждение соединения;

• удаление остатков флюса с зоны соединения медь-латунь, медь-бронза.

7.108 Пайку допускается выполнять при температуре наружного воздуха от минус 10 °С до плюс 40 °С. Пайку выполняют ацетиленовыми газовыми горелками, пламя горелки должно быть "нормальным" (нейтральным). При пайке одновременно и равномерно нагревают поверхность медных труб непосредственно у раструбов соединительной детали и раструбы соединительной детали до темно-вишневого цвета (750-900 °С). Затем пруток припоя подают к кромке раструба соединительной детали, достаточность нагрева определяют по началу плавления прутка припоя при прикосновении его к нагретой поверхности трубы, припой всасывается в капиллярный зазор и заполняет его, окончание пайки определяют по заполнению зазора, затем также выполняют паяный шов на втором (третьем) раструбе соединительной детали. Допускается выполнять пайку в любом пространственном положении соединяемых деталей (рисунок 17). Центрирующие приспособления снимают не ранее чем через 5 мин после пайки всех раструбов одной соединительной детали.

7.109 После охлаждения паяного соединения избыток припоя удаляют, поверхности деталей в зоне пайки зачищают до металлического блеска.

7.110 Каждый паяный шов маркируется личным клеймом паяльщика (резиновым оттиском) или несмываемым карандашом-маркером на трубе рядом с соединительной деталью.

7.111 Работать с кислотами и щелочами необходимо в резиновых перчатках и кислотостойкой одежде. Лицо необходимо защищать от брызг защитными очками.

После окончания работ и перед принятием пищи необходимо тщательно вымыть руки.

7.112 При пайке газовой горелкой перед началом работы необходимо проверить герметичность аппаратуры и шлангов.

7.113 Баллоны с газом должны храниться в вертикальном положении.

7.114 Емкости с растворами кислот и щелочей после работы сдают на склад, не допускается слив растворов кислот и щелочей в канализацию.

7.115 Операционный контроль в процессе сборки и пайки газопроводов из медных труб следует производить в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01.

При операционном контроле необходимо проверять: качество подготовки поверхностей деталей под пайку, диаметры сопрягаемых поверхностей, зазоры между ними, соответствие марок припоев указанным в 4.14, наличие центрирующих приспособлений.

7.116 Качество паяных соединений проверяют внешним осмотром на полноту и вогнутый мениск, отсутствие видимых трещин галтели паяного соединения согласно требованиям ГОСТ 19249. Осмотру подвергают 100% паяных соединений. Осмотр производят визуально или с применением лупы 2-4-кратного увеличения. При обнаружении внешним осмотром дефектов паяные соединения бракуются и подлежат исправлению.

7.117 Каждый паяльщик, участвующий в производстве работ на объекте, должен выполнить одно контрольное паяное соединение согласно рисунку 16, которое подлежит проверке внешним осмотром и на "распай" в соответствии с 7.55.

При неудовлетворительных результатах контроля образцов проверку следует повторить на удвоенном числе образцов.

В случае получения неудовлетворительных результатов повторного контроля хотя бы одного образца паяльщик должен пройти дополнительное обучение по пайке, после чего выполнить пайку 3 допускных образцов, подлежащих испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями.

7.118 Все швы, выполненные паяльщиком на данном объекте, подвергаются проверке приемочной комиссией с участием представителей заказчика. Выявленные в результате внешнего осмотра паяного соединения дефекты пайки допускается исправить повторной пайкой. При повторении дефекта на одном и том же соединении дефектный участок следует вырезать и установить ремонтные соединительные детали, при этом паяльщик может быть допущен к работе только после дополнительного обучения и выполнения трех допускных соединений.

7.130 Монтаж перехода выполняют в соответствии с проектом производства работ, который содержит указания о способе и последовательности монтажа, обеспечивающего прочность, устойчивость и неизменяемость конструкции на всех стадиях строительства. При этом суммарная величина монтажных напряжений в газопроводе должна быть, как правило, не более 70% нормативного предела текучести материала трубы.

Проект производства работ по сооружению надземных переходов через судоходные водные препятствия, оросительные каналы, железные и автомобильные дороги строительная организация согласовывает с соответствующими эксплуатирующими организациями.

7.131 Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров для балочных переходов газопроводов диаметром более 200 мм приведены в таблице 23.

Таблица 23

Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров на арочные, вантовые, шпренгельные переходы должны указываться в проекте.

7.132 При замыкании участков надземного газопровода его положение на ригелях опор необходимо определять в зависимости от температуры наружного воздуха в соответствии с проектом.

7.133 Регулировку положения газопровода на ригелях опор необходимо проводить во время монтажа. После окончания испытания газопровода при необходимости производится дополнительная регулировка.

7.134 Монтаж газопроводов осуществляют кранами, в стесненных условиях - надвижкой, при этом места строповки выбирают с условием, чтобы напряжение в трубах было не более 0,85-0,9 предела текучести материала трубы и сварного соединения. При необходимости устанавливают временные опоры. Длина плети не должна превышать, как правило, расстояние между компенсаторами и углами поворота трассы.

После выверки положения газопровода в него вваривают компенсаторы и отводы.

Для уменьшения напряжения в газопроводе компенсаторы допускается подвергать предварительному растяжению или сжатию в зависимости от указаний проекта о температуре приварки к газопроводу компенсаторов и неподвижных опор.

7.135 Надземные переходы газопроводов через естественные и искусственные препятствия могут быть балочными, арочными, висячими, шпренгельными.

7.136 Балочные переходы выполняются прокладкой газопровода по опорам или эстакадам

7.137 Подготовленные для монтажа балочного перехода плети, компенсаторы, отводы, опорные части и т.д. окрашивают до их установки на место; по окончании монтажа окрашивают монтажные стыки и отремонтированные поврежденные при монтаже места.

Отделочные работы рекомендуется выполнять с подвесных люлек, лесов, плавсредств, монтажной вышки.

7.138 Арочные переходы допускается собирать из прямых труб или предварительно гнутых элементов газопровода.

Трубы гнут на сварочно-монтажной площадке, где отдельные элементы арочного перехода сваривают между собой в секции, арки, полуарки.

Арочные переходы монтируют отдельными секциями на подмостях, из крупных секций с промежуточными опорами или собирают полуарку или все пролетное строение в горизонтальном положении и затем с помощью кранов устанавливают на место.

Для исключения передачи распора от собственного веса на линейную часть газопровода устанавливают затяжки пят арки или предусматривают другие способы, позволяющие выполнить это условие. После сварки арки с прилегающими участками газопровода и замоноличивания опop дополнительные приспособления необходимо снять.

7.139 Монтаж висячего перехода газопровода выполняется в следующей последовательности:

• устройство фундаментов под пилоны и анкерные опоры несущих и ветровых тросов;

• монтаж пилонов;

• подготовка несущих тросов, оттяжек и подвесок и их монтаж;

• монтаж газопроводов с компенсаторами и присоединение к общей трассе;

• монтаж ветровых систем;

• регулирование несущих и ветровых систем;

• антикоррозионные работы.

7.140 Устройство фундаментов и анкерных опор выполняют по аналогии с фундаментами  балочных переходов.

Пилоны рекомендуется применять жесткие или гибкие, а крепление к фундаментам - жесткое или шарнирное. К месту строительства пилоны рекомендуется доставлять в собранном виде или отдельными крупными секциями.

Небольшие пилоны допускается устанавливать на фундамент при помощи кранов или монтажных мачт.

Пилоны, имеющие большую высоту, рекомендуется устанавливать при помощи падающей стрелы, а затем подъемными тросами и раскреплять временными расчалками.

Для висячих переходов в качестве несущих и ветровых тросов применяют канаты или круглую сталь.

Для вытяжки и разметки тросов рекомендуется устраивать специальные сооружения (настил, эстакада и т.д.). После разметки тросы следует сматывать на барабаны и доставлять к месту монтажа. Вытягивать тросы рекомендуется при помощи полиспастов и лебедок или домкратов и закреплять их концы анкерными болтами. Вытянутые концы канатов закрепляют в специальные стаканы, где их расплетают, проволоку заправляют в конусные отверстия стаканов, после чего заливают цинковым сплавом. После заделки концов тросы дважды растягивают до проектных напряжений и в таком положении краской размечают места опирания их на пилоны и крепления.

Концы тросов из круглой стали рекомендуется закреплять с помощью гаек.

Для монтажа тросов рекомендуется использовать механизмы, применяемые для подъема пилонов или специальные подъемные устройства, устанавливаемые на вершинах пилонов.

С берега на берег тросы рекомендуется протаскивать лебедками с помощью подмостей, плотов, понтонов или по монтажному тросу. При этом необходимо предохранять оцинкованную поверхность тросов от повреждений.

Подвески и оттяжки крепят к тросам до их подъема на вершины пилонов.

После монтажа все тросы предварительно регулируют с помощью натяжных приспособлений (талрепов).

Газопровод рекомендуется монтировать следующими способами:

• подъемом плетей газопровода вместе с тросами;

• протаскиванием плетей по подмостям;

• продольным протаскиванием с использованием несущих тросов и подвесок;

• сборкой из секций непосредственно в пролете.

В первом случае плеть газопровода рекомендуется прикреплять к тросам с помощью подвесок и поднимать при одновременном подъеме обоих пилонов вместе с тросами.