ТКП 45-4.03-257-2012

ТКП 45-4.03-257-2012 (02250)
ГАЗОПРОВОДЫ
ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ
Правила проектирования и монтажа
ГАЗАПРАВОДЫ
З ПОЛІЭТЫЛЕНАВЫХ ТРУБ
Правілы праектавання і мантажу
Минск 2012
ТКП 45-4.03-257-2012
УДК 621.643.028:678.06 (083.74)
МКС 91.040
КП 06
Ключевые слова: проектирование газопроводов из полиэтиленовых труб, сварка газопроводов,
размещение арматуры, реконструкция газопроводов, контроль качества сварных соединений, испытания на герметичность
Предисловие
Цели, основные принципы, положения по государственному регулированию и управлению в области технического нормирования и стандартизации установлены законом Республики Беларусь
«О техническом нормировании и стандартизации».
1 РАЗРАБОТАН научно-проектно-производственным республиканским унитарным предприятием
«Стройтехнорм» (РУП «Стройтехнорм»), техническим комитетом по стандартизации в области архитектуры и строительства «Теплоэнергетическое оборудование зданий и сооружений» (ТКС 06).
Автор: В. М. Русь
ВНЕСЕН главным управлением научно-технической и инновационной политики Министерства
архитектуры и строительства Республики Беларусь
2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Министерства архитектуры и строительства
Республики Беларусь от 13 января 2012 г. № 8
В Национальном комплексе технических нормативных правовых актов в области архитектуры
и строительства настоящий технический кодекс установившейся практики входит в блок 4.03 «Газоснабжение»
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ (с отменой на территории Республики Беларусь П1-2000 к СНБ 4.03.01-98)
© Минстройархитектуры, 2012
Настоящий технический кодекс установившейся практики не может быть воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Министерства архитектуры
и строительства Республики Беларусь
Издан на русском языке
ii
ТКП 45-4.03-257-2012
Содержание
1 Область применения ............................................................................................................................1
2 Нормативные ссылки ............................................................................................................................1
3 Общие положения.................................................................................................................................2
4 Полиэтиленовые трубы и соединительные детали...........................................................................2
5 Проектирование газопроводов из полиэтиленовых труб ..................................................................3
5.1 Общие положения..........................................................................................................................3
5.2 Размещение отключающей арматуры на газопроводах ............................................................5
5.3 Вводы полиэтиленовых газопроводов.........................................................................................6
5.4 Стальные вставки на полиэтиленовых газопроводах ................................................................7
5.5 Конструктивные требования к газопроводам..............................................................................7
5.6 Требования к газопроводам при прокладке на подрабатываемых территориях...................12
6 Строительство и монтаж ....................................................................................................................12
6.1 Подготовка траншеи для укладки газопровода.........................................................................12
6.2 Квалификационные испытания сварщиков ...............................................................................13
6.3 Сварка газопроводов...................................................................................................................14
6.4 Монтажные и укладочные работы..............................................................................................25
6.5 Строительство переходов газопроводов через искусственные
и естественные преграды ...........................................................................................................28
6.6 Установка балластирующих устройств и закрепление газопроводов ....................................29
6.7 Очистка внутренней полости газопровода ................................................................................30
7 Реконструкция стальных изношенных газопроводов ......................................................................31
7.1 Особенности проектирования реконструкции подземных стальных газопроводов ..............31
7.2 Организация работ при реконструкции стальных изношенных газопроводов.......................36
iii
ТКП 45-4.03-257-2012 (02250)
ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКС УСТАНОВИВШЕЙСЯ ПРАКТИКИ
ГАЗОПРОВОДЫ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ
Правила проектирования и монтажа
ГАЗАПРАВОДЫ З ПОЛIЭТЫЛЕНАВЫХ ТРУБ
Правілы праектавання i мантажу
Polyethylene gas pipelines
Design and assembly rules
Дата введения 2012-07-01
1 Область применения
Настоящий технический кодекс установившейся практики (далее — технический кодекс) распространяется на газопроводы из полиэтиленовых труб и устанавливает правила их проектирования
и монтажа.
Требования настоящего технического кодекса применяют при разработке проектной документации на новое строительство, на реконструкцию стальных изношенных газопроводов, а также при выполнении монтажных работ.
2 Нормативные ссылки
В настоящем техническом кодексе использованы ссылки на следующие технические нормативные правовые акты в области технического нормирования и стандартизации (далее — ТНПА):1)
ТКП 45-1.03-161-2009 (02250) Организация строительного производства
ТКП 45-3.03-227-2010 (02250) Улицы населенных пунктов. Строительные нормы проектирования
ТКП 45-1.03-236-2011 (02250) Строительно-монтажные работы. Сварочные работы. Правила производства
СТБ 2069-2010 Строительство. Монтаж газопроводов из полиэтиленовых труб. Контроль качества работ
СТБ ГОСТ Р 50838-97 Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия
ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия
ГОСТ 5686-94 Грунты. Методы полевых испытаний сваями
ГОСТ 18698-79 Рукава резиновые напорные с текстильным каркасом. Технические условия
СНБ 4.03.01-98 Газоснабжение
СНиП 3.05.02-88 Газоснабжение.
Примечание — При пользовании настоящим техническим кодексом целесообразно проверить действие
ТНПА по Перечню технических нормативных правовых актов в области архитектуры и строительства, действующих на территории Республики Беларусь, и каталогу, составленным по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году.
Если ссылочные ТНПА заменены (изменены), то при пользовании настоящим техническим кодексом следует руководствоваться замененными (измененными) ТНПА. Если ссылочные ТНПА отменены без замены,
то положение, в котором дана ссылка на них, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
______________________________
1)
СНБ, СНиП имеют статус технического нормативного правового акта на переходный период до их замены
техническими нормативными правовыми актами, предусмотренными Законом Республики Беларусь «О техническом нормировании и стандартизации».
Издание официальное
1
ТКП 45-4.03-257-2012
3 Общие положения
3.1 При выборе труб, соединительных деталей, запорной арматуры для строительства и реконструкции стальных изношенных газопроводов кроме настоящего технического кодекса следует учитывать требования СНБ 4.03.01.
3.2 Организацию и порядок проведения производственного контроля качества строительномонтажных работ предусматривают в соответствии с требованиями СТБ 2069.
3.3 Для строительства подземных газопроводов, а так же реконструкции стальных изношенных
подземных газопроводов полиэтиленовые трубы следует применять в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1 — Область применения полиэтиленовых труб
Область применения
полиэтиленовых труб
Давление газа, МПа,
не более, для труб
ПЭ 80
ПЭ 100
Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов
0,3
0,6
Газопроводы между населенными
пунктами
0,6
1,0
Газы, допускаемые
для транспортирования
Природные газы по ГОСТ 5542,
а также газовоздушные смеси, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов
Расстояние от межпоселковых газопроводов высокого давления (св. 0,6 до 1,0 МПа) до границы
зоны перспективной застройки должно быть не менее 50 м.
3.4 Полиэтиленовые трубы следует применять для строительства только подземных газопроводов.
При переходе подземного газопровода в надземный допускается выход полиэтиленового газопровода
из земли на высоту не более 0,8 м при условии заключения полиэтиленовой трубы с узлом соединения
полиэтилен-сталь в стальной футляр с заполнением межтрубного пространства песком.
Строительство межпоселковых полиэтиленовых газопроводов с давлением св. 0,6 до 1,0 МПа
следует выполнять из полиэтиленовых труб ПЭ 100 SDR 9.
Трубы из полиэтилена для газопроводов выбирают с учетом коэффициента запаса прочности
С  2,0, условий эксплуатации в соответствии с СТБ ГОСТ Р 50838 (приложение А) и требований настоящего технического кодекса.
3.5 Соединения полиэтиленовых газопроводов давлением до 1,0 МПа со стальными могут быть
разъемными и неразъемными.
Разъемные соединения выполняются на фланцах и размещаются в колодцах.
Неразъемные соединения выполняются с использованием неразъемных соединительных деталей полиэтилен-сталь и размещаются в грунте.
3.6 Применяемые в проектах газоснабжения полиэтиленовые (в т. ч. профилированные) трубы,
соединительные детали (фитинги), арматура, устройства, приборы и оборудование для производства
сварочных работ должны соответствовать требованиям действующих ТНПА и должны быть в установленном порядке разрешены к применению на территории Республики Беларусь.
При использовании труб из полиэтилена для газопроводов должны соблюдаться следующие условия:
— при размещении соединительных деталей (фитингов) на кривой радиус упругого изгиба для газопроводов диаметром до 110 мм должен быть в пределах от 100 до 125 наружных диаметров трубы;
— минимальная толщина стенки полиэтиленовой трубы должна быть не менее 3 мм.
4 Полиэтиленовые трубы и соединительные детали
4.1 При проектировании газопроводов, как правило, должны использоваться трубы и соединительные детали, имеющие одинаковое значение показателей номинальной толщины стенки (далее — SDR)
и минимальной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей (далее — MRS).
2
ТКП 45-4.03-257-2012
4.2 Толщина стенки полиэтиленовой (в том числе профилированной) трубы характеризуется
стандартным размерным отношением номинального наружного диаметра к SDR, которое следует определять в зависимости от давления в газопроводе, марки полиэтилена и коэффициента запаса
прочности по формуле
SDR 
2MRS
+ 1,
МОРС
(1)
где MRS — минимальная длительная прочность полиэтилена, МПа (для ПЭ 80 и ПЭ 100 этот
показатель равен 8,0 и 10,0 МПа соответственно);
МОР — рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления
для данной категории газопровода;
С
— коэффициент запаса прочности, выбираемый в зависимости от условий работы
газопровода по СТБ ГОСТ Р 50838 (таблица А.1).
4.3 Внутренний диаметр трубы определяется гидравлическим расчетом в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01.
4.4 Полиэтиленовые трубы с защитной (полипропиленовой) оболочкой допускается применять
без устройства песчаного основания при прокладке в мелкокаменистых грунтах, при бестраншейных
способах строительства и реконструкции.
4.5 При реконструкции изношенных стальных газопроводов допускается использование полиэтиленовых профилированных труб, изготовленных из ПЭ 80 или ПЭ 100 SDR 17/17,6, SDR 11, разрешенных к применению в установленном порядке уполномоченным органом.
Наружный диаметр полиэтиленовой профилированной трубы принимается равным внутреннему
диаметру изношенного стального газопровода. Допускается уменьшение наружного диаметра полиэтиленовой профилированной трубы на 5 %.
4.6 Для соединения полиэтиленовых профилированных труб со стандартными полиэтиленовыми
трубами или элементами следует использовать соединительные детали с закладными электронагревателями (далее — ЗН) с SDR не более 17,6.
4.7 Седельные ответвления следует использовать для присоединения ответвлений газопроводов
к полиэтиленовой трубе.
Для присоединения ответвлений газопровода к полиэтиленовой профилированной трубе используют седельные ответвления с гибким основанием, обеспечивающим плотное прижатие к наружной
поверхности трубы. Допускается использование седельных ответвлений с жестким основанием при
условии совпадения диаметров трубы и основания.
5 Проектирование газопроводов из полиэтиленовых труб
5.1 Общие положения
5.1.1 При выборе трассы полиэтиленового газопровода необходимо учитывать расположение
и насыщенность района прокладки тепловыми сетями, сетями водоснабжения и другими подземными
коммуникациями, проведение ремонтных работ на которых может привести к повреждению полиэтиленовых труб.
5.1.2 Полиэтиленовые газопроводы должны прокладываться ниже тепловых сетей. Расстояние
от тепловых сетей до газопровода определяется из условий недопустимости нагрева полиэтиленовых
труб выше температуры, устанавливаемой для используемой марки полиэтилена.
Минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерных коммуникаций до полиэтиленовых газопроводов принимают в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01 и ТКП 45-3.03-227.
5.1.3 Глубину прокладки полиэтиленового газопровода принимают в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01.
5.1.4 Повороты линейной части газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует выполнять полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиусом не менее 25 наружных
диаметров трубы, включая прокладку длинномерных труб диаметром до 110 мм по населенным пунктам и вне их при условии расчета криволинейных участков газопровода на углах поворота.
5.1.5 Полиэтиленовые трубы при толщине стенки труб не менее 5 мм должны соединяться между
собой сваркой встык или деталями с ЗН, при толщине стенки менее 5 мм — только деталями с ЗН.
Соединение газопроводов из полиэтиленовых труб давлением св. 0,6 МПа следует выполнять
деталями с ЗН.
3
ТКП 45-4.03-257-2012
На узлы соединения газопроводов с применением соединительных деталей (фитингов) с ЗН
не распространяются требования, предъявляемые к сварному стыку (сварному соединению).
5.1.6 Трассу полиэтиленового газопровода следует обозначать опознавательными знаками,
устанавливаемыми не более чем через 500 м на расстоянии 1 м от оси газопровода справа по ходу
газа или путем прокладки вдоль газопровода изолированного металлического проводника сечением
от 2,5 до 4,0 мм2, или укладки сигнально-локализационной ленты шириной не менее 200 мм (желтого
или оранжевого цвета, с несмываемой надписью «Газ») с изолированным элементом из коррозионностойкой стали (провод сечением не менее 2,5 мм2 или лента шириной не менее 10 мм и толщиной не
менее 0,1 мм) над газопроводом на расстоянии 0,6 м от него.
В качестве дополнительного средства обозначения полиэтиленовых газопроводов могут применяться электронные маркеры. Электронные маркеры укладываются на расстоянии не менее чем 0,1 м
в характерных точках над газопроводом.
Необходимость тех или иных видов обозначения полиэтиленовых газопроводов, а также применения электронных маркеров определяется газоснабжающей организацией и указывается в технических условиях на подключение объектов газораспределительной системы и газопотребления.
Для защиты от возможных повреждений при производстве земляных работ при прокладке полиэтиленовых газопроводов на территории населенных пунктов должна предусматриваться укладка над
газопроводом на расстоянии 0,6 м от него полиэтиленовой сигнальной ленты шириной не менее 200 мм
(желтого или оранжевого цвета, с несмываемой надписью «Газ»).
При использовании для обозначения трассы газопровода сигнально-локализационной ленты,
сигнальную ленту допускается не предусматривать. При прокладке газопровода способом наклоннонаправленного бурения укладка сигнальной ленты не требуется.
Трассу газопровода давлением св. 0,6 МПа следует обозначать электронными маркерами.
5.1.7 В зависимости от условий трассы прокладку газопроводов из полиэтиленовых труб допускается проектировать бестраншейно (наклонно-направленным бурением, проколом, продавливанием)
или в траншеях. Предпочтение отдается прокладке из длинномерных труб или труб, сваренных
в длинномерные плети.
Ширина траншей по постели при траншейной прокладке выбирается исходя из условий монтажа,
состояния грунтов, технических характеристик землеройной техники и может быть уменьшена вплоть
до диаметра укладываемой трубы при условии, что температура поверхности трубы при укладке не
выше 20 °С, а так же исключена возможность повреждения ее поверхности.
5.1.8 Для предотвращения всплытия газопровода следует применять устройства для балластировки (пригрузы).
Расстояние по горизонтали от края пригруза до сварного соединения газопровода должно быть
не менее 0,5 м.
5.1.9 При пересечении полиэтиленовыми газопроводами бесканальных инженерных коммуникаций необходимо предусматривать устройство футляров и установку контрольных трубок в соответствии с СНБ 4.03.01.
5.1.10 Диаметр футляра на газопроводе следует принимать исходя из грунтовых условий и способа производства работ. Рекомендуемые минимальные наружные диаметры футляров из стальных
труб с учетом возможности размещения неразъемных соединений полиэтилен-сталь приведены
в таблице 2, футляров из неметаллических труб — в таблице 3.
Таблица 2 — Минимальный наружный диаметр футляра из стальных труб
Диаметр
газопровода
20
25
32
40
50
4
Минимальный диаметр футляра для
В миллиметрах
Толщина стенки футляра
при способе прокладки
плети газопровода
размещения
неразъемных соединений
открытом
продавливанием
или проколом
40
57
57
76
89
50
57
57
76
108
3
3
3
4
4
4
4
4
5
5
ТКП 45-4.03-257-2012
Окончание таблицы 2
Диаметр
газопровода
63
75
90
110
125
140
160
180
200
225
250
280
315
Толщина стенки футляра
при способе прокладки
Минимальный диаметр футляра для
плети газопровода
размещения
неразъемных соединений
открытом
продавливанием
или проколом
108
114
127
159
159
219
219
219
273
273
325
325
377
159
159
219
219
219
273
273
273
325
325
377
377
426
4
5
5
5
5
6
7
7
8
8
8
8
8
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
9
9
9
Таблица 3 — Минимальный диаметр футляра из неметаллических труб
Диаметр
газопровода
20
25
32
40
50
63
75
90
110
125
140
160
180
200
225
250
280
315
В миллиметрах
Минимальный диаметр футляра из
полиэтиленовых труб SDR 11
(СТБ ГОСТ Р 50838)
асбестоцементных труб
поливинилхлоридных труб
типа «ОТ» исполнения K
40
50
63
75
90
110
110
140
160
180
200
225
250
280
315
315
355
400
100
100
100
100
100
100
200
200
200
200
250
250
300
300
300
300
—
—
40
50
63
90
75
90
110
140
160
180
225
225
250
280
315
315
—
—
5.2 Размещение отключающей арматуры на газопроводах
5.2.1 Необходимость и местоположение отключающей арматуры на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01.
В качестве отключающей арматуры может использоваться как металлическая запорная арматура, так и полиэтиленовые краны.
5
ТКП 45-4.03-257-2012
5.2.2 Установку полиэтиленовых кранов следует предусматривать подземно.
При безколодезном размещении отключающие устройства должны устанавливаться на бетонную
подушку, расположенную на утрамбованном основании. Шток регулирования отключающего устройства следует заключать в футляр или другую защитную конструкцию с выводом под ковер или люк.
5.2.3 При установке отключающих устройств надземно, вокруг отключающего устройства должно
быть выполнено защитное ограждение размерами не менее (221,5(h)) м, с надписью «Газ — Огнеопасно». На ограждении следует предусматривать дверь с запирающим устройством.
5.2.4 Присоединение полиэтиленовых газопроводов к металлической запорной арматуре может
быть выполнено как непосредственно при помощи разъемных соединений, так и через стальные
вставки с неразъемными соединениями полиэтилен-сталь.
5.3 Вводы полиэтиленовых газопроводов
5.3.1 В местах перехода наружного подземного газопровода в надземное положение (далее —
выход) и в местах расположения этих выходов непосредственно у здания (далее — цокольный ввод)
присоединение полиэтиленового газопровода к стальному может выполняться как на горизонтальном,
так и на вертикальном участке газопровода.
5.3.2 При переходе с полиэтилена на сталь на вертикальном участке газопровода-ввода присоединение полиэтиленового газопровода к вводному стальному газопроводу должно выполняться с помощью неразъемного соединения полиэтилен-сталь и защищаться стальным футляром. Длина
стального футляра должна быть не менее 1,1 м, а его внутренний диаметр должен быть больше наружного диаметра полиэтиленового газопровода не менее чем на 60 мм (рисунок 1).
б)
а)
1
2
8
8
3
1
4
3
4
400
5
400
5
300
3
3
700
6
6
7
6
1 — стальная труба; 2 — кран; 3 — предохранительное резиновое кольцо;
4 — стальной футляр; 5 — переход полиэтилен-сталь; 6 — полиэтиленовая труба;
7 — полиэтиленовый отвод; 8 — защитный козырек
Рисунок 1 — Схема ввода полиэтиленового газопровода в здание:
а — полиэтиленовый ввод, выполненный с помощью отвода;
б — полиэтиленовый ввод, выполненный изгибом трубы
6
ТКП 45-4.03-257-2012
5.3.3 В футлярах выходов и вводов могут размещаться неразъемные узлы соединений полиэтиленсталь. Диаметр футляров указан в таблицах 2 и 3.
На полиэтиленовые вводы не должны передаваться нагрузки от веса стальных газопроводов, запорной арматуры и других устройств.
Для защиты от попадания влаги во внутреннюю часть футляра следует использовать защитный козырек.
5.4 Стальные вставки на полиэтиленовых газопроводах
5.4.1 Для стальных вставок полиэтиленовых газопроводов следует применять трубы, соответствующие требованиям СНБ 4.03.01. Стальные вставки на полиэтиленовых газопроводах устанавливаются только в тех случаях, когда применение полиэтиленовых труб в соответствии с требованиями
СНБ 4.03.01 не допускается.
5.4.2 Защита от коррозии стальных вставок полиэтиленовых газопроводов проектируется в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01 и ГОСТ 9.602 исходя из условий прокладки газопровода, данных о коррозионной активности грунтов, наличия блуждающих токов.
5.4.3 Неразъемные соединения полиэтилен-сталь должны укладываться на основание из песка
(кроме пылеватого) длиной по 1 м в каждую сторону от соединения, высотой не менее 10 см и присыпаться слоем песка на высоту не менее 20 см.
5.5 Конструктивные требования к газопроводам
5.5.1 Пересечение полиэтиленовых газопроводов с различными препятствиями должно осуществляться в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01.
При пересечении автомобильных дорог (кроме дорог I и II категорий), улиц (кроме магистральных
улиц общегородского значения), трамвайных путей, подъездных железных дорог промышленных
предприятий, каналов, коллекторов, тоннелей материал футляра следует выбирать в зависимости от
способа прохода. При закрытом способе прохода (проколе или продавливании) должны использоваться стальные футляры, при открытом — неметаллические (асбестоцементные, железобетонные,
полиэтиленовые).
В случаях прокладки газопроводов без защитных футляров глубина заложения газопроводов в местах пересечений газопроводами улиц, проездов и т. д. должна быть не менее 1,5 м до верха трубы.
5.5.2 При прокладке в футлярах (рисунок 2) полиэтиленовые газопроводы должны защищаться
от повреждений (при протаскивании через футляры) с помощью защитных колец из резины или пенькового каната сечением от 15 до 20 мм. Кольца на трубах должны устанавливаться на расстоянии
не более 2 м друг от друга в зависимости от диаметра газопровода и крепиться к трубе липкой синтетической лентой или другим способом, исключающим их смещение при протаскивании.
6
7
5
2000
4
1
700
2000
2000
2
3
1 — полиэтиленовый газопровод; 2 — футляр из асбестоцементной трубы;
3 — уплотнение футляра; 4 — защитное кольцо; 5 — контрольная трубка, d = 50 мм;
6 — ковер; 7 — канал теплотрассы
Рисунок 2 — Пересечение полиэтиленового газопровода с каналом теплотрассы
7
ТКП 45-4.03-257-2012
На концах футляра пространство между ним и полиэтиленовой трубой необходимо заделывать
монтажной пенополиуретановой пеной.
На одном конце футляра следует предусматривать установку контрольной трубки, выводимой
под ковер. При прокладке газопровода в полевых условиях, где нет твердого покрытия, допускается
устанавливать изогнутую контрольную трубку, выступающую над поверхностью земли не менее чем
на 1 м и защищенную от повреждений сельскохозяйственной и другой техникой.
5.5.3 Переход газопроводов через водные преграды шириной до 25 м и другие преграды следует
выполнять надземно из стальных труб на опорах или подземно из стальных или полиэтиленовых
труб, с использованием длинномерных полиэтиленовых труб без соединений (кроме соединений
с ЗН) с применением метода горизонтального бурения или другого технологического приема, предусмотренного проектным решением.
При надземном переходе (рисунок 3) на выходе газопровода из земли должны устанавливаться
стальные футляры длиной 1,1 м, в которых размещаются неразъемные соединения полиэтиленсталь. Высота выхода полиэтиленовой трубы на поверхность земли до перехода на стальную трубу
должна быть не более 0,8 м.
2
300 400 400
6
4
5
1200
3
1
l > 3000
2000
2000
1 — полиэтиленовый газопровод; 2 — стальной газопровод; 3 — стальной футляр;
4 — неразъемное соединение полиэтилен-сталь; 5 — резиновое кольцо; 6 — опоры
Рисунок 3 — Переход газопровода через водную преграду
5.5.4 При прокладке полиэтиленовых газопроводов на обводненных и заболоченных участках
(болота I и II типов) следует предусматривать мероприятия по предупреждению всплытия газопроводов. Для обеспечения устойчивого положения газопровода (закрепления его на проектных отметках)
необходимо предусматривать специальные конструкции и устройства (пригрузы) для балластировки.
Балластирующие устройства с использованием грунта, цементно-песчаной смеси, бетона, анкеров и др. должны быть равномерно распределены по длине газопровода. Не допускается располагать
пригрузы (анкеры) на сварных соединениях.
5.5.5 В случаях применения гибких пригрузов (рисунки 4 и 5) массу балласта pб, кг, на 1 м газопровода для предотвращения его всплытия следует определять по формуле
pб 
d 2
гр  Ртр
4
,

1  K зап гр
б
K зап
(2)
где Kзап — коэффициент запаса вычисляется по формуле (3), при этом его следует принимать
не менее 1,05
K зап 
тр
гр
,
здесь тр — плотность материала газопровода, кг/м3;
гр
8
— плотность смеси грунта и воды, кг/м3;
(3)
ТКП 45-4.03-257-2012
d — наружный диаметр газопровода, м;
Pтр — масса полиэтиленового газопровода, кг/м;
б — плотность материала балласта, кг/м3.
1
3
2
1 — траншея; 2 — гибкий пригруз; 3 — полиэтиленовый газопровод
Рисунок 4 — Установка балластирующих грузов на полиэтиленовых газопроводах
5
4
6
2
1
3
1 — траншея; 2 — полиэтиленовый газопровод; 3 — колья;
4 — деревянный брус; 5 — шнур; 6 — гибкий пригруз
Рисунок 5 — Пригрузка плавающего полиэтиленового газопровода
5.5.6 Гибкий пригруз, состоящий из пористой оболочки (рогожный мешок), заполненной балластом (сухая цементно-песчаная смесь в соотношении 1:10) должен закрепляться на газопроводе с шагом между пригрузами не более 3 м.
5.5.7 При использовании анкерных устройств (рисунок 6) расчетное усилие (допускаемая нагрузка) на анкерное устройство Ранк, кН, следует определять по формуле
Ранк  zK гр Nанк mанк ,
где z
K гр
(4)
— количество анкеров в одном устройстве;
— коэффициент несущей способности грунта (таблица 4), в котором находятся лопасти
анкеров;
9
ТКП 45-4.03-257-2012
Nанк — максимальная (критическая) нагрузка на один винтовой анкер, завинченный в грунт
I группы на глубину не менее шести диаметров лопасти, определяемая по таблице 5, кН;
mанк — коэффициент условий работы анкерного устройства.
Коэффициент условий работы анкерного устройства принимается: mанк = 0,5 при z = 2
и mанк = 0,4 при z > 2.
3
5
4
2
t
1
D
1 — анкер; 2 — анкерная тяга; 3 — силовой пояс; 4 — футеровочный мат; 5 — прокладка
Рисунок 6 — Винтовое анкерное устройство
Таблица 4 — Значение коэффициента несущей способности грунта
Группа
грунта
Значение коэффициента
несущей способности грунта K гр
Грунт
I
Мягкопластичные глины и суглинки, пластичные супеси
2
II
Пески мелкие, плотные и средней плотности, маловлажные, влажные и водонасыщенные; полутвердые тугопластичные глины и суглинки
2
Пески гравелистые, крупные и средней зернистости, маловлажные и водонасыщенные; твердые супеси, глины
и суглинки
3
III
Таблица 5 — Максимальная нагрузка на один винтовой анкер
10
Диаметр анкера, мм
Максимальная (критическая) нагрузка на один винтовой анкер Nанк, кН
100
150
200
6,37
7,35
13,23
ТКП 45-4.03-257-2012
5.5.8 При закреплении газопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лесса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого
может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов,
выветривания, подработки или других причин.
5.5.9 Основные параметры анкера определяются диаметром винтовой лопасти и отношением
величины шага к диаметру винтовой лопасти. Нормальный ряд диаметров анкеров по винтовой лопасти составляет: 100, 150, 200, 250, 300, 400, 500 и 600 мм.
Для используемых диаметров полиэтиленовых газопроводов до 225 мм следует применять винтовые анкеры диаметром 100, 150 и 200 мм.
Анкер, анкерную тягу и силовой пояс следует выполнять из углеродистой или низколегированной
стали с нанесением антикоррозионного защитного покрытия.
Длина анкерной тяги определяется величиной заглубления анкера от низа трубы. Длина тяги
должна превышать величину заглубления анкера не менее чем на половину диаметра трубопровода
с учетом конструкции узла соединения тяги и силового пояса.
Анкер необходимо заглублять в грунт (по уровню верхней кромки винтовой лопасти) на величину
большую или равную шести диаметрам винтовой лопасти.
5.5.10 При балластировке с применением гибкого покрытия (рисунок 7) вес балластирующего
грунта, Н, действующий через гибкое покрытие на 1 м газопровода в самом неблагоприятном случае —
при достижении грунтовыми водами уровня поверхности земли — следует определять по формуле
Gгр  [0,1dн2  (Bh )]
где dн
В
h
гр
гр  в
1 
(5)
g,
— наружный диаметр трубопровода, м;
— расстояние по дну траншеи от трубы до начала откоса траншеи, м;
— минимальная высота засыпки над верхней образующей трубы, м;
— плотность грунта засыпки в сухом состоянии, кг/м3;
в
— плотность воды, кг/м3;

g
— коэффициент пористости грунта;
— ускорение свободного падения.
3
4
2
1
3
B
1 — полиэтиленовый газопровод;
2 — гибкое покрытие; 3 — присыпка грунтом; 4 — штыри
Рисунок 7 — Балластировка газопровода при помощи гибкого покрытия
11
ТКП 45-4.03-257-2012
Шаг между балластировочными призмами, м, следует определять по формуле
1 4
где Е
J
у
Gгр
384EJy
,
Gгр
(6)
— модуль упругости материала трубы, Н/см2;
— момент инерции поперечного сечения трубы, см4;
— допускаемый прогиб трубопровода, см;
— расчетная нагрузка на трубопровод, приходящаяся на единицу длины, Н/м.
5.5.11 При балластировке с применением гибких покрытий следует использовать негниющий
морозоустойчивый тканый, иглопробивной или пленочный материал с сопротивлением разрыву
не ниже 39,2 кН/м (нетканое иглопробивное полиамидное полотно или стеклоткань). В качестве балластирующего материала следует использовать грунт обратной засыпки или привозной грунт большей
плотности.
5.5.12 При прокладке полиэтиленовых газопроводов в стесненных условиях необходимо руководствоваться требованиями СНБ 4.03.01 (7.93).
5.6 Требования к газопроводам при прокладке на подрабатываемых территориях
5.6.1 При проектировании газопроводов, прокладываемых в районах, где проводились, проводятся или предусматриваются горные разработки, следует руководствоваться требованиями действующих ТНПА.
Для газопроводов, прокладываемых вне зоны перспективной застройки, давление газа должно
быть не более 0,6 МПа, на территории городов и населенных пунктов — не более 0,3 МПа.
Сварку газопроводов на подрабатываемой территории следует производить с использованием
соединений с ЗН.
5.6.2 Трасса газопровода предусматривается преимущественно вне проезжей части территории,
с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности
в результате горных выработок.
К прокладке должны применяться трубы из полиэтилена ПЭ 100 с SDR 11, SDR 9.
5.6.3 Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод необходимо предусматривать:
— непрямолинейную укладку газопровода по дну траншеи;
— 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 диаметров газопровода в каждую сторону от ее границы.
5.6.4 На газопроводах в пределах подрабатываемых территорий рекомендуется предусматривать дополнительную установку контрольных трубок на углах поворота и в местах разветвления сети.
Для предохранения от механических повреждений контрольные трубки, в зависимости от местных условий, должны быть выведены под ковер или другое защитное устройство.
5.6.5 Трассу полиэтиленового газопровода следует обозначать путем прокладки вдоль газопровода выше него изолированного проводника сигнально-локализационной ленты с электронными маркерами согласно 5.1.6.
6 Строительство и монтаж
6.1 Подготовка траншеи для укладки газопровода
6.1.1 Траншея для подземного газопровода должна быть подготовлена непосредственно перед
укладкой в нее газопровода. При этом проверяется:
— соответствие разбивки трассы газопровода проекту;
— чистота очистки и планировки дна траншеи (подсыпка под газопровод);
— соответствие проекту глубины и уклонов оформляется актом на разбивку трассы газопровода.
Указанный акт подписывают специалисты строительной организации, технадзор заказчика и геодезист.
Переборы грунта ниже проектных отметок при рытье траншеи не допускаются.
6.1.2 Отдельные места случайных переборов грунта должны быть подсыпаны до проектных отметок песчаным или мягким грунтом (не содержащим твердых включений) с тщательным послойным
уплотнением.
12
ТКП 45-4.03-257-2012
6.1.3 Не допускается наличие в основании траншеи разжиженного слоя грунта, его следует удалить и заменить сухим грунтом. В каменистых грунтах необходимо выполнить подсыпку толщиной не
менее 100 мм из мягкого грунта или песка.
6.1.4 Засыпка траншеи до фактической отметки земли должна производиться после присыпки газопровода мягким грунтом на 250 мм выше верха трубы. Запрещается трамбовать грунт непосредственно над газопроводом.
6.1.5 Засыпку газопроводов следует производить после выравнивания температуры трубы с температурой грунта траншеи, в летний период — в холодное время суток, в зимний период — в самое
теплое время суток.
6.1.6 В зимнее время грунт основания траншеи необходимо предохранять от промерзания путем
недобора грунта или укрытия его утеплителем. Подготовку дна основания следует производить непосредственно перед укладкой газопровода, тщательно удалить снег и лед, если таковые имеются. Обратную засыпку следует производить сразу после укладки газопровода грунтом, исключающим повреждение полиэтиленового газопровода.
6.2 Квалификационные испытания сварщиков
6.2.1 Для проверки квалификации сварщик должен, как правило, сварить в условиях, близких
к производственным, допускные сварные соединения. Сварка допускных сварных соединений производится:
— ежегодно с предъявлением образцов постоянно действующей комиссии предприятия;
— при первичном допуске к работе сварщика на предприятии;
— при перерыве в производстве сварочных работ стыковым способом более двух месяцев;
— при изменении типа сварочного оборудования (для проверки технологических параметров
сварки);
— при изменении марки полиэтилена (ПЭ 80, ПЭ 100), диаметров (и толщин стенок) свариваемых нагретым инструментом встык труб, если работы выполняются впервые.
6.2.2 Допускные сварные соединения изготавливаются из отрезков полиэтиленовых труб, сваренных между собой при помощи деталей с ЗН или нагретым инструментом встык. Количество допускных соединений при сварке деталями с ЗН должно быть не менее одного, при сварке нагретым инструментом встык — должно составлять не менее:
— одного — при использовании сварочной техники с автоматическим выбором параметров и автоматическим контролем процесса сварки;
— двух — при использовании сварочной техники с полуавтоматическим режимом сварки с обязательным протоколированием процесса;
— трех — при использовании сварочной техники с ручным режимом сварки с обязательным протоколированием процесса.
6.2.3 Допускные сварные соединения, независимо от способа сварки, подвергают визуальному
контролю (внешнему осмотру).
Если по результатам внешнего осмотра сварные соединения не соответствуют установленным
требованиям, то сварщик выполняет сварку повторно. Отбор сварных соединений для механических
испытаний осуществляют после получения положительных результатов визуального и измерительного контроля.
6.2.4 Допускные стыки, сваренные нагретым инструментом встык, подвергают механическим испытаниям на осевое растяжение.
6.2.5 Критерии оценки качества допускных стыков по результатам внешнего осмотра и механических испытаний, а также методики проведения испытаний приведены в соответствующих ТНПА.
6.2.6 При неудовлетворительных результатах механического испытания хотя бы одного сварного
соединения сварщик выполняет сварку их удвоенного количества. Если при повторном контроле получены неудовлетворительные результаты хотя бы по одному из дополнительно сваренных соединений, то сварщик признается не выдержавшим испытания и должен пройти переаттестацию в установленном порядке.
6.2.7 По результатам механических испытаний допускных сварных соединений оформляются протоколы установленной формы, на основании которых сварщик допускается (не допускается) к проведению сварочных работ.
13
ТКП 45-4.03-257-2012
6.3 Сварка газопроводов
6.3.1 Соединения полиэтиленовых труб между собой и с полиэтиленовыми соединительными деталями выполняются двумя методами сварки: сваркой встык нагретым инструментом и сваркой при
помощи соединительных деталей с ЗН. Соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами
(или арматурой) выполняются разъемными (с помощью фланцев) или неразъемными. Допускается
применение соединений полиэтилен-сталь с резьбовым металлическим концом для труб малых диаметров (до 50 мм).
6.3.2 Сварочные работы могут производиться при температуре окружающего воздуха от минус 10 °С
до 45 °С. Стыковая сварка допускается при температуре не ниже 0 °С. При выполнении сварочных
работ при других температурах наружного воздуха сварку необходимо выполнять при особом технологическом режиме, который установлен в ТНПА на материалы и который должен быть аттестован.
Для выполнения сварки при температурах наружного воздуха ниже минус 10 °С сварочные работы
необходимо выполнять в укрытиях (тепляках) для обеспечения требуемого температурного режима.
Место сварки следует защищать от атмосферных осадков, ветра, пыли и песка, а в летнее время —
и от интенсивного солнечного излучения.
При сварке свободный конец трубы или плети необходимо закрывать инвентарными заглушками.
6.3.3 Концы труб, деформированные сверх нормативного значения или имеющие забоины, следует обрезать под прямым углом. Гильотины или телескопические труборезы используются для обрезки труб диаметром св. 63 мм, для меньших диаметров применяют ручные ножницы.
6.3.4 Сварочное оборудование должно проходить ежегодное техническое и сервисное обслуживание изготовителем этого оборудования или организацией, имеющей допуск к сервисному обслуживанию этого оборудования. Дата последующего технического обслуживания должна, как правило, автоматически вводиться в протоколы сварки при проведении монтажных работ.
Протоколы сварки полиэтиленовых труб с применением соединительных деталей с ЗН должны
содержать код обратного отслеживания, нанесенный на поверхность труб на расстоянии не более 5 м
друг от друга и на соединительные детали.
6.3.5 Сварка встык нагретым инструментом
6.3.5.1 Сваркой встык нагретым инструментом соединяются трубы и детали с толщиной стенки
по торцам более 5 мм. Не рекомендуется сварка встык труб с разной толщиной стенок (SDR), изготовленных из разных марок полиэтилена и длинномерных труб.
Технологические параметры сварки устанавливаются изготовителями труб и соединительных
деталей в соответствии с маркой полиэтилена, из которого изготовлены трубы и детали.
6.3.5.2 Сборка и сварка труб и деталей должна производиться на сварочных аппаратах, разрешенных к применению в установленном порядке.
Во всех случаях применяемое сварочное оборудование должно обеспечивать выдачу протокола
сварочного процесса, который заверяется сварщиком и специалистом, ответственным за производство сварочных работ, и прикладывается в исполнительную документацию.
6.3.5.3 Технологический процесс соединения труб и деталей сваркой встык (рисунок 8) включает:
— подготовку труб и деталей к сварке (очистка, сборка, центровка, механическая обработка торцов, проверка совпадения торцов и зазора в стыке);
— сварку стыка (оплавление, нагрев торцов, удаление нагретого инструмента, осадка стыка, охлаждение соединения).
6.3.5.4 Перед сборкой и сваркой труб, а также соединительных деталей следует тщательно очистить их полости от грунта, снега, льда, камней и других посторонних предметов, а соединяемые концы — от всех загрязнений на расстояние не менее 50 мм от торцов. Концы труб, защищенных полипропиленовой оболочкой, освобождаются от нее с помощью специального ножа на расстояние
не менее 15 мм.
Очистку следует производить сухими или увлажненными кусками мягкой ткани из растительных
волокон с дальнейшей протиркой и просушкой. Если концы труб или деталей (вследствие небрежного
хранения) окажутся загрязненными смазкой, маслом или какими-либо другими жирами, то их обезжиривают с помощью спирта, ацетона или специальных обезжиривающих составов. Не рекомендуется
производить очистку и обезжиривание цветными и синтетическими волокнистыми тканями.
6.3.5.5 Сборку свариваемых труб и деталей, включающую установку, соосную центровку и закрепление свариваемых концов, производят в зажимах центратора сварочной машины.
14
ТКП 45-4.03-257-2012
a)
б)
1
в)
C
90°
b
h
I
I
t
д)
2
K
г)
Рисунок 8 — Последовательность процесса сборки и сварки встык труб из полиэтилена:
а — центровка и закрепление в зажимах сварочной машины концов
свариваемых труб;
б — механическая обработка торцов труб с помощью торцовки 1;
в — проверка соосности и точности совпадения торцов
по величине зазора С;
г — оплавление и нагрев свариваемых поверхностей
нагретым инструментом 2;
д — осадка стыка до образования сварного соединения
Концы труб и деталей центруют по наружной поверхности таким образом, чтобы максимальное
смещение наружных кромок не превышало 10 % толщины стенок труб и деталей. Подгонку труб и деталей при центровке осуществляют поворотом одного из свариваемых концов вокруг их оси, перестановкой опор по длине трубы.
При сварке встык вылет концов труб из зажимов центраторов должен составлять от 15 до 30 мм,
а привариваемых деталей — не менее 5–15 мм.
6.3.5.6 Закрепленные и сцентрированные концы труб и деталей перед сваркой подвергают механической обработке — торцеванию, с целью выравнивания свариваемых поверхностей непосредственно в сварочной машине.
После механической обработки загрязнение поверхности торцов не допускается.
Удаление стружки из полости трубы или детали необходимо производить с помощью кисти,
а снятие заусенцев с острых кромок торца — с помощью ножа.
15
ТКП 45-4.03-257-2012
После обработки еще раз проверяют центровку и отсутствие зазоров в стыке. Между торцами,
приведенными в соприкосновение, не должно быть зазоров, превышающих, мм:
0,3
— для труб диаметром
до 110 включ;
“ ;
0,5
—
то же
св. 110 “ 225
0,8
—
“
“ 225 “ 315
“ .
6.3.5.7 Основными параметрами сварки встык являются:
— температура нагретого инструмента Тн;
— продолжительность оплавления tоп и нагрева tн;
— давление нагретого инструмента на торцы при оплавлении Роп и нагреве Рн;
— продолжительность технологической паузы между окончанием нагрева и началом осадки tп;
— давление на торцы при осадке Рос;
— время охлаждения сваренного стыка под давлением осадки tохл.
Для машин со средней и высокой степенью автоматизации дополнительным нормируемым параметром может являться время нарастания давления осадки tд.
6.3.5.8 Изменение величины параметров во времени в процессе сварки производят по циклограмме (рисунок 9).
а)
Тн,
Р
Тн
Рос
Роп
Рн
1t
оп
2
tн
3
tд
4
tп tц
tохл
5
t
б)
1
Труба
2
3
4
Нагретый
инструмент
1 — оплавление торцов; 2 — нагрев торцов труб; 3 — вывод нагретого инструмента
(технологическая пауза); 4 — осадка стыка; 5 — охлаждение стыка
Рисунок 9 — Циклограмма процесса сварки встык нагретым инструментом труб из полиэтилена:
а — диаграмма изменения во времени t давления на торцах Р
и температуры нагретого инструмента Tн;
б — последовательность протекания процесса сварки
6.3.5.9 Температура рабочей поверхности нагретого инструмента устанавливается изготовителями труб и соединительных деталей в соответствии с маркой полиэтилена, из которого изготовлены
трубы и детали.
Продолжительность оплавления tоп, как правило не нормируется и зависит от появления валиков
расплавленного материала (первичного грата).
6.3.5.10 Оплавление и нагрев торцов свариваемых труб и деталей осуществляют одновременно,
посредством их контакта с рабочими поверхностями нагретого инструмента.
Оплавление торцов необходимо выполнять при давлении Роп, равном (0,2±0,02) МПа, в течение
времени tоп, достаточного для образования по всему периметру контактирующих с нагревателем торцов труб валиков расплавленного материала высотой не менее, мм:
1,0
— при толщине стенки труб от 5 до 10;
1,5
—
то же
“ 10 “ 12;
2,0
—
“
“ 12 “ 20;
2,5
—
“
“ 20 “ 26;
3,0
—
“
“ 26 “ 35.
16
ТКП 45-4.03-257-2012
После появления первичного грата давление Рн необходимо снижать до (0,02±0,01) МПа и торцы
нагревать в течение времени tн, которое в зависимости от сортамента (толщины стенки) труб и деталей устанавливается изготовителями труб и соединительных деталей в соответствии с маркой полиэтилена, из которого изготовлены трубы и детали, а так же температуры окружающего воздуха.
Допускается давление Рн снижать до минимума при сохранении постоянства контакта торцов
труб (деталей) с нагретым инструментом.
6.3.5.11 Продолжительность технологической паузы, необходимой для удаления нагретого инструмента, должна быть не более, с:
3
— для труб диаметром 63 мм;
4
—
то же
90–140 мм;
5
—
“
160–225 мм;
6
—
“
250–315 мм.
6.3.5.12 После удаления нагретого инструмента торцы труб и деталей сводят и производят осадку стыка при давлении Рос, равном (0,2±0,02) МПа. Осадку стыка необходимо осуществлять плавным
увеличением давления до заданного уровня.
Время нарастания давления осадки tд, с, для труб из ПЭ 80, ПЭ 100 устанавливается изготовителями труб и соединительных деталей в соответствии с маркой полиэтилена, из которого изготовлены
трубы и детали.
6.3.5.13 Охлаждение стыка необходимо производить под давлением осадки в течение времени tохл,
которое устанавливается изготовителями труб и соединительных деталей в соответствии с маркой
полиэтилена, из которого изготовлены трубы и детали, в зависимости от толщины стенки свариваемых труб и деталей и температуры окружающего воздуха То.
6.3.5.14 С целью повышения точности поддержания заданных давлений (Роп, Рн, Рос) в процессе
сварки необходимо учитывать потери на трение движущихся частей сварочной машины и перемещаемой при сварке трубы (секции). Для этого перед сваркой каждого стыка производят замер усилия
при холостом ходе подвижного зажима центратора машины с закрепленной в нем трубой (секцией),
который суммируют с усилием, необходимым для создания заданных давлений (Роп, Рн, Рос).
Для уменьшения потерь на трение рекомендуется использовать переносные и регулируемые по
высоте роликовые опоры.
6.3.5.15 Параметры циклограммы процесса (см. рисунок 9) и режимы сварки труб различного сортамента соблюдаются сварочной машиной с высокой степенью автоматизации — автоматически, со
средней степенью автоматизации — часть параметров выполняется в ручном режиме, в ручных сварочных машинах автоматически поддерживается только температура нагревательного инструмента.
6.3.5.16 При сварке нагретым инструментом рабочие поверхности нагревателя покрывают антиадгезионным слоем, препятствующим налипанию расплава на инструмент.
6.3.5.17 Маркировку сварных стыков (код оператора) производят несмываемым карандашоммаркером яркого цвета (например: белого или желтого — для черных труб, черного и голубого — для
желтых труб).
Маркировку (номер стыка и код оператора) наносят рядом со стыком со стороны, ближайшей
к заводской маркировке труб.
6.3.6 Сварка соединительными деталями с ЗН
6.3.6.1 Сварку труб соединительными деталями с ЗН производят:
— при прокладке новых газопроводов, преимущественно из длинномерных труб (плетей) или
в стесненных условиях;
— при реконструкции изношенных газопроводов методом протяжки в них полиэтиленовых труб
(в т. ч. профилированных);
— при соединении труб и соединительных деталей с разной толщиной стенки или при толщине
стенки менее 5 мм;
— для врезки ответвлений в ранее построенные газопроводы;
— для вварки трубной вставки в полиэтиленовые газопроводы;
— при строительстве особо ответственных участков газопровода (стесненные условия, пересечение дорог и др.).
6.3.6.2 Для сварки труб соединительными деталями с ЗН применяют сварочные аппараты, работающие от сети переменного тока напряжением 230 В (190–270 В), от аккумуляторных батарей или от
передвижных источников питания (мини-электростанций).
17
ТКП 45-4.03-257-2012
Применяемое сварочное оборудование должно обеспечивать выдачу протокола сварочного процесса, который заверяется сварщиком и специалистом, ответственным за производство сварочных
работ, и прикладывается к исполнительной документации.
6.3.6.3 Технологический процесс соединения труб с помощью соединительных деталей с ЗН включает (рисунок 10):
— подготовку концов труб (очистка от загрязнений, механическая обработка — циклевка свариваемых поверхностей, разметка и обезжиривание);
— сборку стыка (установка и закрепление концов свариваемых труб в зажимах позиционера (центрирующего приспособления) с одновременной посадкой детали с ЗН, подключение детали с ЗН
к сварочному аппарату);
— сварку (задание программы процесса сварки, пуск процесса сварки, нагрев, охлаждение
соединения).
а)
5
1
2
4
3
б)
в)
6
г)
д)
7
1 — труба; 2 — метка посадки муфты и механической обработки поверхности трубы;
3 — муфта; 4 — ЗН; 5 — клеммы токопровода; 6 — позиционер;
7 — токоподводящие кабели сварочного аппарата
Рисунок 10 — Схема соединения труб муфтой с ЗН:
а — подготовка соединяемых элементов;
б, в, г — этапы сборки стыка;
д — собранный под сварку стык
18
ТКП 45-4.03-257-2012
Для исключения неправильного распределения тепла внутри соединения, приводящего к сильному расплавлению полиэтилена, не рекомендуется превышать значений а косого среза торца трубы
(рисунок 11). Значения а указаны в таблице 6.
Таблица 6 — Значения косого среза торца труб и зазора между торцами труб в муфте
В миллиметрах
Диаметр трубы
Значение
20–40
50
63
75
90
110
125
140
160
180
200
225
250
280
315
а
2
2
3
3
4
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
е
—
5
7
8
9
11
13
14
16
17
18
20
22
23
24
а
е
а — максимальный допуск косого среза трубы;
е — зазор между двумя концами труб в муфте
Рисунок 11 — Зазор при соединении труб муфтой с ЗН
Очистку концов труб от загрязнений производят так же, как при выполнении сварки встык. Концы
труб, защищенных полипропиленовой оболочкой, освобождаются от нее с помощью специального
ножа. Длина очищаемых концов труб должна быть, как правило, не менее 1,5 длины раструбной части применяемых для сварки деталей.
Механическую обработку поверхности концов свариваемых труб производят на длину, равную
не менее 0,5 длины используемой детали. Она заключается в снятии слоя толщиной от 0,1 до 0,2 мм
с поверхности размеченного конца трубы. Для труб диаметром до 75 мм, а также для удаления заусенец с торца трубы, как правило, применяется ручной скребок (цикля). Для труб диаметром более
75 мм, а также для труб, изготовленных из ПЭ 100, независимо от диаметра, рекомендуется использовать механический инструмент (торцовочную оправку), который обеспечивает быстрое и равномерное снятие оксидного слоя с поверхности труб. Кольцевой зазор между трубой и соединительной деталью не должен, как правило, превышать 0,3 мм, и после сборки на трубе должны быть видны следы
механической обработки поверхности.
Для правильной центровки соединения после механической обработки на концы свариваемых
труб наносят метки глубины посадки муфты (соединительной детали), равные половине ее длины.
Не рекомендуется превышать величину зазора между торцами труб в муфте е (см. рисунок 11).
Значения е указаны в таблице 6.
Свариваемые поверхности труб после циклевки и муфты обезжиривают путем протирки салфеткой из хлопчатобумажной ткани, смоченной в спирте или других специальных обезжиривающих составах, которые полностью испаряются с поверхности.
Детали с ЗН, поставляемые изготовителем в индивидуальной герметичной упаковке, вскрываемой непосредственно перед сборкой, обезжириванию допускается не подвергать.
Механическую обработку и протирку труб и деталей производят непосредственно перед сборкой
и сваркой. Детали с ЗН механической обработке не подвергаются.
19
ТКП 45-4.03-257-2012
6.3.6.4 Сборка стыка заключается в посадке муфты на концы свариваемых труб с установкой
по ранее нанесенным меткам, по ограничителю или по упору в позиционере. Рекомендуется для
сборки стыков труб, поставляемых в отрезках, использовать центрирующие хомуты и позиционеры,
а для сборки стыков труб, проставляемых в бухтах или на катушках, использовать выпрямляющие
позиционеры.
Процесс сборки включает:
— надевание муфты на конец первой трубы до совмещения торцов муфты и трубы, закрепление
конца трубы в зажиме позиционера (см. рисунок 10 б));
— установку в упор в торец первой трубы и закрепление конца второй трубы в зажиме позиционера (см. рисунок 10 в));
— надвижение муфты на конец второй трубы на 0,5 длины муфты до упора в зажиме позиционера (см. рисунок 10 г)) или до метки, нанесенной на трубу;
— подключение к клеммам муфты токоподводящих кабелей от сварочного аппарата (см. рисунок 10 д)).
В случае если муфты имеют внутренний ограничитель (кольцевой уступ), то сборка труб производится до упора торцов труб в кольцевой уступ, и собранное соединение закрепляется в позиционере.
Если свариваемые концы труб имеют овальность больше 1,5 % наружного диаметра трубы или
не менее 1,5 мм, то перед сборкой стыка для придания им округлой формы используют инвентарные
калибрующие зажимы, которые устанавливают на трубы на удалении 15–30 мм от меток или устраняют овальность при помощи специальных приспособлений.
Во избежание повреждения ЗН (проволочных электроспиралей) надевание детали с ЗН на конец
трубы или введение конца трубы в муфту производят без перекосов. Концы труб, входящие в соединительные детали, не должны находиться под действием изгибающих напряжений и под действием усилий от собственного веса. Сборка муфт производится согласно инструкциям заводов-изготовителей.
6.3.6.5 Трубы сваривают при обеспечении неподвижности соединения в процессе нагрева и последующего естественного охлаждения.
Параметры режимов сварки устанавливают в зависимости от вида и сортамента используемых
соединительных деталей с ЗН и (или) сварочных аппаратов в соответствии с указаниями заводовизготовителей в паспортах изделий. При включении аппарата процесс сварки происходит в автоматическом режиме.
В паспорте детали с ЗН или на штрих-коде должно быть указано время охлаждения сварного соединения до той температуры, при которой это соединение можно перемещать, и время охлаждения до той
температуры, при которой возможно нагружение газопровода опрессовочным или рабочим давлением.
6.3.6.6 Приварку к трубам седловых отводов производят в следующей последовательности:
— размечают место приварки отвода на трубе (рисунок 12);
— поверхность трубы в месте приварки отвода зачищают с помощью цикли;
— привариваемую поверхность отвода обезжиривают, если он поставляется изготовителем в герметичной индивидуальной упаковке, вскрываемой непосредственно перед сборкой, обезжириванию
допускается не подвергать;
— выворачивают фрезу-резак;
— заваривают надстройки заглушкой или защитным колпаком;
— затягивают хомуты (полухомуты) болтами (винтами) в очередности по диагонали крест-накрест.
Примечание — Нижние части хомута и седла являются постоянными компонентами арматуры и не удаляются после сварочных работ;
— отвод устанавливают на трубу и механически прикрепляют с помощью специальных зажимов,
хомутов и т. д. (рисунок 12);
— если труба в зоне приварки отвода имеет повышенную овальность (больше 1,5 % наружного
диаметра трубы или более 1,5 мм), то перед установкой отвода трубе придают правильную геометрическую форму с помощью калибрующих зажимов, закрепляемых на трубе на расстоянии 15–30 мм
от меток (зажимы снимают только после сварки и охлаждения соединения);
— подключают к контактным клеммам токоподвода сварочные кабели;
— производят сварку;
— после окончания сварки и охлаждения перед фрезерованием трубы производят визуальный
контроль качества сварного соединения. Рекомендуется для проверки качества сварки через патрубок приваренного отвода подать избыточное давление воздуха внутрь седлового отвода с одновременным обмыливанием места примыкания основания отвода к газопроводу;
— производят фрезерование стенки трубы специальным приспособлением для соединения внутренних полостей отвода и трубы после полного охлаждения соединения. Затем надстройка заваривается заглушкой с ЗН.
20
ТКП 45-4.03-257-2012
2
2
1
а)
б)
3
4
5
1
3
4
F
1
F
6
F — усилие прижатия отвода при сборке и сварке
1 — труба; 2 — метки посадки отводов и механической обработки поверхности трубы;
3 — отвод; 4 — ЗН; 5 — полухомут; 6 — винты крепления
Рисунок 12 — Соединение полиэтиленовой трубы и отводов с ЗН:
а — седловой отвод с ЗН;
б — отвод с разрезной муфтой с ЗН
6.3.7 Соединение полиэтиленовых труб со стальными
6.3.7.1 Полиэтиленовые втулки под фланцы, используемые для изготовления разъемных соединений полиэтилен-сталь, соединяют с трубами сваркой встык нагретым инструментом или при помощи муфт с ЗН.
6.3.7.2 При сварке втулок под фланцы с полиэтиленовыми трубами применяют сварочные устройства, оснащенные приспособлениями для центровки и закрепления втулок.
6.3.7.3 Рекомендуется сборку и сварку втулок под фланцы с трубами производить в условиях
мастерских. При этом втулку приваривают к патрубку длиной не менее 1,0 м (рисунок 13).
6.3.7.4 Перед приваркой готового узла (втулка-патрубок) или отдельной втулки под фланец
к трубе на замыкающем участке газопровода рекомендуется предварительно надеть на трубу свободный фланец.
6.3.7.5 При сборке фланцевых соединений затяжку болтов производят поочередно, завинчивая
противоположно расположенные гайки тарированным или динамометрическим ключом с усилием,
регламентированным технологической картой. Гайки болтов следует располагать на одной стороне
фланцевого соединения.
6.3.7.6 При вварке неразъемных соединений полиэтилен-сталь в трубопровод вначале необходимо произвести сборку и сварку труб из полиэтилена, затем осуществляют сборку и сварку стыка
стальных труб.
При подгонке стальных труб газовую резку и шлифовку кромки следует производить на конце
стального трубопровода, а не стального патрубка переходника. В процессе подгонки и сборки стыка,
выполнения прихваток с последующей электродуговой сваркой, полиэтиленовый патрубок должен
быть защищен от брызг металла и шлака.
При электродуговой сварке стыка зона раструбного перехода полиэтилен-сталь не должна нагреваться более 50 °С.
Контроль качества сварки стыка стальных труб должен осуществляться в соответствии с требованиями ТКП 45-1.03-236-2011.
21
ТКП 45-4.03-257-2012
а)
1
4
2
3
б)
3
2 1
1 — свободный стальной фланец; 2 — втулка под фланец из полиэтилена;
3 — труба из полиэтилена; 4 — фланец стальной трубы, арматуры
Рисунок 13 — Фланцевые соединения:
а — полиэтиленовых труб
со стальными трубами, арматурой;
б — полиэтиленовых труб между собой
6.3.8 Вварка трубной полиэтиленовой вставки в трубопровод, уложенный в траншею
6.3.8.1 В траншее трубные вставки вваривают в следующих случаях:
— при закольцовывании участков строящихся трубопроводов;
— при врезке ответвлений в ранее построенный газопровод;
— при выявлении некачественных сварных соединений.
6.3.8.2 Трубные вставки вваривают при помощи муфт с ЗН в газопроводы диаметром от 20 до 315 мм.
Допускается вварка вставки длиной не менее 500 мм сваркой встык нагретым инструментом в газопроводы диаметром от 110 до 160 мм.
6.3.8.3 При вварке трубной вставки нагретым инструментом встык работы выполняют в следующем порядке:
— определяют местонахождение повреждения или дефекта трубопровода;
— освобождают от грунтовой присыпки участок трубопровода необходимой длины;
— расширяют траншею в зоне производства работ и делают приямок для размещения сварочного оборудования;
— очищают, размечают и вырезают поврежденный или заменяемый участок;
— отрезают вставку требуемого размера от цельной трубы;
— приваривают вставку к первому (с меньшей длиной освобождения) концу трубопровода;
— приваривают второй конец трубопровода (с большей длиной освобождения) к вставке с одновременным упругим изгибом трубопровода методом подъема для обеспечения осевого перемещения
конца при сварке встык нагретым инструментом.
6.3.8.4 Освобождение трубопровода от грунтовой присыпки и вварку производят согласно схеме,
приведенной на рисунке 14.
6.3.8.5 Общая длина освобождаемого участка газопровода lсум, м, определяется по формуле
lсум = lв + 2х + 2,
где lв — длина трубной вставки, м;
2х — длина освобождения подвижного конца газопровода.
22
(7)
ТКП 45-4.03-257-2012
lв
lp
lв
1000
1000
x
y
¦
1
2
3
4
6
5
х — длина газопровода до его высоты подъема; у — высота подъема
1 — траншея; 2 — неподвижный конец газопровода; 3 — приямок;
4 — трубная вставка; 5 — сварочная машина; 6 — подвижный конец газопровода;
Рисунок 14 — Схема освобождения газопровода от грунтовой присыпки
по длине и вварки трубной вставки встык
6.3.8.6 Длину освобождения газопровода 2х для труб диаметром от 110 до 160 мм при различных
температурах окружающего воздуха и высоту подъема у, требуемую для создания перемещения конца газопровода, следует принимать по таблице 7.
Таблица 7 — Длина освобождения и высота подъема газопровода
Длина освобождения и высота подъема газопровода, м,
при температуре окружающего воздуха Tо, °С
Диаметр
трубы, мм
–15
–10
–5
0
10
20
30
45
х
y
х
y
х
у
х
y
х
y
х
y
х
y
х
y
110
25
1,1
24
1,1
24
1,1
23
1,1
21
1,0
19
1,0
17
0,9
15
0,9
125
27
1,3
27
1,3
27
1,3
26
1,2
23
1,1
20
1,1
19
1,0
16
1,0
140
29
1,6
28
1,6
28
1,6
27
1,4
25
1,3
22
1,3
20
1,2
18
1,2
160
33
1,6
32
1,6
32
1,6
31
1,6
28
1,5
25
1,4
23
1,4
20
1,3
6.3.8.7 Длина трубной вставки lв должна быть, как правило, не менее 500 мм и больше длины
рассечки газопровода lр. Длина рассечки газопровода lр должна быть равна для труб диаметром, мм:
— св. 110 до 125
— 14;
— 16.
— “ 140 “ 160
Учитывая, что часть расплавленного полиэтилена при осадке выдавливается из плоскости сварки и образует грат, рекомендуется принимать допуски, указанные в таблице 8, на укорочение свариваемых концов пропорционально толщине стенок.
Таблица 8 — Допуски на укорочение свариваемых концов труб пропорционально толщине стенок
В миллиметрах
Диаметр трубы
110
125–140
160
Допуск
5
6
7
6.3.8.8 Размер требуемого для сварки встык нагретым инструментом осевого перемещения конца
газопровода f, мм, (см. рисунок 14) составляет для труб диаметром, мм:
110
— 50;
125, 140
— 60;
160
— 80.
6.3.8.9 Вырезку поврежденного участка газопровода и отрезку трубной вставки осуществляют по
разметке с помощью ручной ножовки, механического трубореза роликового или гильотинного типа и др.
23
ТКП 45-4.03-257-2012
6.3.8.10 При сварке замыкающего стыка в процессе выполнения операций обработки торцов, оплавления и осадки, подъем и опускание изогнутого конца газопровода должны быть синхронизированы с перемещением подвижного зажима центратора сварочной машины.
6.3.8.11 При вварке трубной вставки при помощи муфт с ЗН общая последовательность работ на
стадии подготовки должна соответствовать требованиям настоящего раздела.
Освобождение газопровода от грунтовой присыпки и вварку трубной вставки производят по схемам, приведенным на рисунке 15.
а)
lв
l
1
2
l
4
3
1
б)
1
2
5
1
3
в)
4
l — длина освобождения концов газопровода; lв — длина вставки
1 — концы газопровода; 2 — трубная вставка; 3 — муфты;
4 — позиционер для сборки соединения; 5 — метки установки муфт
Рисунок 15 — Схемы освобождения газопровода от грунтовой присыпки
и вварки трубной вставки:
а — освобождение газопровода в траншее от грунтовой присыпки;
б, в — последовательность варки трубной вставки
с применением муфт с 3Н
6.3.8.12 Освобождение газопровода от грунтовой присыпки производят на длине, определяемой
суммой длин ввариваемой вставки lв и освобождения концов газопровода (см. рисунок 15а).
При вварке вставки с помощью муфт длина lв должна быть, как правило, равна длине рассечки
газопровода lр, но не менее 500 мм.
Длина освобождения конца газопровода l, м, зависит от длины муфты (диаметра трубы) и длины
позиционера для сборки соединения, и ориентировочно должна составлять для труб диаметром, мм:
—
до 63
— 0,2;
— от 63 “ 125
— 0,5;
— “ 125 “ 315
— 1,0.
24
ТКП 45-4.03-257-2012
6.3.8.13 Установку трубной вставки и муфт в рассечку газопровода и сварку (см. рисунки 15 б)
и 15 в)) производят в следующей последовательности:
— на подготовленные к сборке концы газопровода надевают муфты: под один из концов газопровода с муфтой подводят позиционер, в нем закрепляют конец газопровода (механическую обработку
поверхности концов свариваемых труб производят на длину, равную не менее 1,0 длины муфты);
— в рассечку газопровода вводят трубную вставку, один конец которой закрепляют в зажиме позиционера;
— на оба конца трубной вставки надвигают муфты с установкой их по меткам или по упору (в позиционере);
— к муфте, установленной в позиционере, подключают сварочный аппарат и производят сварку;
— после охлаждения первого соединения позиционер устанавливают на второе соединение
и производят сварку.
6.3.8.14 Допускается при наличии двух позиционеров производить сборку и сварку двух соединений трубной вставки одновременно.
6.4 Монтажные и укладочные работы
6.4.1 Общие положения
6.4.1.1 После подготовки траншеи и приемки внешним осмотром качества труб в присутствии
представителя технического надзора заказчика, геодезиста, представителя группы технического надзора (далее — ГТН), под руководством специалиста строительной организации производится укладка
газопровода в траншею.
6.4.1.2 Работы по укладке газопроводов рекомендуется производить при температуре наружного
воздуха не ниже минус 10 °С и не выше 30 °С.
При укладке газопроводов при более низкой температуре наружного воздуха необходимо организовать их подогрев до требуемой температуры. Это условие может быть выполнено путем пропуска
подогретого воздуха через подготовленный к укладке газопровод. При этом температура подогретого
воздуха должна быть не более 60 °С. При укладке полиэтиленовых газопроводов необходимо учитывать специфические особенности материала труб: высокий температурный коэффициент линейного
расширения (в 10–12 раз выше, чем у стальных) и более низкие, по сравнению с металлическими трубами, механическую прочность и жесткость.
6.4.1.3 Газопроводы можно монтировать из готовых секций, которые изготавливают на трубозаготовительных участках, развозят и раскладывают вдоль трассы, после чего соединяют в плети, или
из одиночных труб.
6.4.1.4 Доставлять трубы или секции на трассу рекомендуется непосредственно перед производством монтажных и укладочных работ.
6.4.1.5 Укладка в траншею газопроводов производится, как правило, после окончания процесса
сварки и охлаждения соединения, а также демонтажа сварочной техники (позиционеров).
Перед укладкой трубы подвергают тщательному осмотру с целью обнаружения трещин, подрезов, рисок и других механических повреждений.
6.4.1.6 Не допускается сбрасывание плети на дно траншеи или ее перемещение волоком по дну
траншеи без специальных приспособлений.
6.4.1.7 Открытые с торцов плети газопроводов во время производства работ рекомендуется закрывать инвентарными заглушками.
6.4.1.8 При укладке газопроводов в траншею должны выполняться мероприятия, направленные
на снижение напряжений в трубах от температурных деформаций в процессе эксплуатации:
— при температуре окружающего воздуха выше 10 °С производится укладка газопровода свободным изгибом (змейкой) с засыпкой — в наиболее холодное время суток;
— при температуре окружающего воздуха ниже 10 °С возможна укладка газопровода прямолинейно, в том числе и в узкие траншеи, засыпку газопровода в этом случае производят в самое теплое
время суток.
6.4.1.9 При укладке газопроводов в каменистых грунтах и на промерзшее дно траншеи для обеспечения защиты газопровода от механических повреждений при укладке и засыпке рекомендуется применять мелкогранулированный грунт, песок или пенополимерные материалы (далее — ППМ). Трубы с защитным покрытием допускается укладывать непосредственно на спланированное дно траншеи.
6.4.1.10 Нанесение ППМ на дно траншеи осуществляется с помощью автономной пеногенерирующей установки, перемещающейся вдоль траншеи и обеспечивающей подачу ППМ по гибкому рукаву. Толщина образуемого на дне траншеи слоя ППМ должна быть от 200 до 250 мм, плотность
25
ТКП 45-4.03-257-2012
материала — от 23 до 25 кг/м3. Время выдержки ППМ (технологический разрыв между нанесением
ППМ и укладкой газопровода) должен быть не менее 8 ч. После укладки газопровод, частично проседая, уплотняет пенополимерный слой, предохраняющий поверхность труб от механических повреждений выступающими неровностями дна траншеи.
6.4.1.11 При укладке труб в траншею следует использовать мягкие стропы из пенькового каната,
мягкие монтажные полотенца. Труба должна свободно лежать по всей длине траншеи, повторяя ее
конфигурацию.
Расстояния (пролеты), приведенные на рисунке 16, следует принимать по таблице 9.
Таблица 9 — Расстояния между стропами
Обозначение
расстояний (пролетов)
Значения расстояний, м, в зависимости от диаметра газопровода, мм
63 и менее
75–110
125–160
180–225
250–315
l1
12–15
15–18
17–20
20–24
23–27
l2
8–10
10–12
12–15
14–17
16–19
l3
20–23
25–28
30–34
35–40
40–46
6.4.1.12 На рисунке 16 приведены схемы укладки газопровода диаметром более 160 мм при непрерывном методе укладки труб с применением двух трубоукладчиков.
а)
2
1
hт
3
0
l3
lт
l2
1
б)
2
3
hт
lт
l1
0
l3
l2
1
l1
2
в)
lт
hт
3
0
lт
l3
l2
l1
1 — задний трубоукладчик; 2 — головной трубоукладчик; 3 — трубная плеть
Рисунок 16 — Схемы укладки газопроводов с бермы траншеи с применением траверс:
а — с траверсой головного трубоукладчика;
б — с траверсой у заднего трубоукладчика;
в — с траверсами у обоих трубоукладчиков
26
ТКП 45-4.03-257-2012
Расстояния (пролеты):
l1
— от начала подъема трубы до трубоукладчика (по центру);
l2
— между трубоукладчиками (по центру);
l3
— от трубоукладчика (по центру) до конца опуска трубы в траншею принимаются по таблице 9, при этом следует учитывать, что большее значение расстояний используется при наличии траверс у обоих трубоукладчиков.
6.4.1.13 При прокладке газопроводов в узкой строительной полосе на прямых участках рекомендуется применять способ монтажа газопровода методом протягивания.
6.4.1.14 Через заболоченные и обводненные участки газопровод рекомендуется укладывать способом протаскивания или сплава.
Усилие, прилагаемое к газопроводу во время его протягивания и протаскивания, не рекомендуется превышать более значений, приведенных в таблице 10.
Таблица 10 — Усилие, прилагаемое к газопроводу во время его протаскивания через заболоченные
и обводненные участки
Диаметр газопровода, мм
Сила натяжения, даН
20–25
32–40
50
63–90
110–125
160–180
200–225
250–315
80
140
330
500
1500
3300
6500
10 900
6.4.1.15 При прокладке газопроводов под дорогами и другими препятствиями применяются бестраншейные методы прокладки защитных футляров, включающие прокол, продавливание и наклонно-направленное бурение.
6.4.1.16 В подготовленный футляр протаскивается с помощью лебедки заранее испытанная плеть.
На головную часть плети надевается буксировочная головка, которую крепят к тяговому канату. Конструкция буксировочной головки должна обеспечивать передачу тяговых усилий согласно таблице 10.
6.4.1.17 Работы по укладке плетей газопровода могут выполняться методом бестраншейного заглубления. Для укладки газопроводов диаметром от 20 до 160 мм бестраншейным способом применяются ножевые трубозаглубители. Ножевой щелерез должен иметь устройство, предохраняющее
полиэтиленовые трубы от недопустимых напряжений при укладке.
Кроме того, возможно использование индустриальных технологий, основанных на совмещении
работ по рытью траншей (цепными и роторными траншеекопателями) и укладке газопроводов. При
этом температурный перепад между температурой укладки и температурой эксплуатации газопровода не должен превышать 30 °С.
6.4.2 Укладка длинномерных труб
6.4.2.1 Трубы, поступающие в бухтах или на катушках, имеют небольшой вес и модуль упругости.
Это позволяет совместить процессы рытья траншеи и укладку.
Для рытья траншеи и укладки газопровода должны использоваться специально оборудованные
одноковшовые или многоковшовые экскаваторы.
6.4.2.2 Возможно использование буровых установок для рытья траншей в мерзлых грунтах или
для рытья узких траншей в грунтах без каменистых включений.
6.4.2.3 Укладка газопровода из бухты может производиться и в заранее подготовленную траншею. При этом применяют два способа производства работ:
— разматывание трубы с неподвижной бухты и ее укладка в траншею протаскиванием;
— разматывание трубы с подвижной бухты и ее укладка в траншею путем боковой надвижки.
Первый способ может применяться при наличии в траншее или над ней поперечных препятствий
(газопроводы, линии связи, линии электропередачи).
27
ТКП 45-4.03-257-2012
6.4.2.4 Из бухты в траншею могут укладываться одновременно два газопровода; при этом разматывание труб осуществляется одновременно с двух бухт, установленных по обе стороны или по одну
сторону траншеи.
6.4.2.5 Диаметр и длина полиэтиленовых труб в бухтах и на катушках устанавливаются договором (контрактом), заключенным между поставщиком труб и заказчиком.
6.4.2.6 Разматывание труб из бухт осуществляют при температуре наружного воздуха не менее 5 °С.
Допускается вести разматывание и при более низких температурах, если созданы условия для предварительного подогрева труб на катушке до температуры не менее 5 °С. При этом не рекомендуются
перерывы в работе до полной укладки трубы из бухты.
В случае если газопровод охладится до предельно допустимой температуры, укладку необходимо приостановить, а бухту с оставшейся трубой вновь подогреть.
Возможен вариант установки специального тепляка с подогревателем непосредственно на платформе укладочной машины, что обеспечит непрерывную укладку плети.
Для устранения повышенной овальности труб и придания ей округлой формы по всей длине трубы могут быть использованы ручные или гидравлические выпрямители.
6.4.2.7 Рекомендуемая скорость разматывания бухты должна быть от 0,8 до 1,0 км/ч.
6.4.2.8 Для устройства узких траншей с последующей укладкой газопровода рекомендуется использовать малогабаритные цепные траншеекопатели, щеленарезные машины.
6.4.2.9 Узкие траншеи (щели), разработанные роторными и цепными экскаваторами и щеленарезными машинами, могут быть засыпаны щелезасыпщиком, который, перемещаясь в сцепке с тягачом землеройно-укладочной машины, осуществляет непрерывную засыпку рабочим органом грейдерного типа.
6.4.2.10 После укладки газопровода в траншею следует проверить прилегание газопровода на
всем протяжении ко дну траншеи, состояние внешнего вида, фактическое расстояние между газопроводом и пересекаемыми им сооружениями (водопровод, теплотрасса, электрокабель, телефонный
кабель и т. п.), а так же расстояние от газопровода до параллельно проложенных коммуникаций, зданий и сооружений и их соответствие проекту (ТКП 45-3.03-227 (таблицы 10.1 и 10.2)).
6.4.2.11 Правильность укладки газопровода должен проверять геодезист путем нивелирования
всех узловых точек уложенного газопровода, а также мест его пересечения с подземными сооружениями. Затем следует произвести привязку всех узловых точек к постоянным сооружениям. После чего
геодезист производит запись в журнале учета работ о соответствии укладки газопровода в траншее
проекту и выполняет геодезическую съемку газопровода в радиусе 15 м в обе стороны от газопровода,
и наносит все подземные и надземные сооружения на проект.
6.4.2.12 После укладки газопровода и получения положительных результатов проверки параметров, указанных в 6.4.2.10 и 6.4.2.11, представитель технического надзора газоснабжающей организации (ТНГО) совместно с представителем технического надзора заказчика делает соответствующую
запись о приемке укладки газопровода и разрешении его присыпки в журнале учета работ.
6.4.2.13 Присыпка газопровода производится грунтом без содержания твердых включений на высоту не менее 250 мм над верхней образующей трубы газопровода в присутствии технадзора заказчика и представителя ТНГО с соответствующей записью в журнале учета работ.
6.4.2.14 Для защиты от случайных повреждений при проведении земляных работ над полиэтиленовыми газопроводами на расстоянии 0,6 м укладывают полиэтиленовую сигнальную (сигнальнолокализационную) ленту. Данный вид работ должен оформляться актом скрытых работ.
6.5 Строительство переходов газопроводов через искусственные и естественные преграды
6.5.1 При строительстве полиэтиленовых газопроводов применяются следующие конструкции
перехода: надземно — из стальных труб на опорах или подземно — в футляре (по схеме «труба в
трубе») и без футляра — полиэтиленовый газопровод протаскивается напрямую, например с использованием метода наклонно-направленного бурения.
6.5.2 Метод наклонно-направленного бурения может использоваться для прокладки полиэтиленовых труб при благоприятных грунтовых условиях (отсутствие по трассе скальных и гравийных грунтов, грунтов с включением валунов или грунтов типа плывунов), а также технической и экономической
целесообразности, определяемых в процессе изысканий и проектирования.
6.5.3 При прокладке по схеме «труба в трубе» в земле вначале протаскивается футляр, а затем
в него протягивается полиэтиленовая труба или они протаскиваются одновременно.
28
ТКП 45-4.03-257-2012
6.5.4 При любой схеме прокладки перед протяжкой подготовленную плеть рекомендуется тщательно осмотреть и испытать на герметичность в соответствии со СНиП 3.05.02.
Предпочтение при этом отдается укладке длинномерных полиэтиленовых труб. При формировании плети из труб мерной длины их соединение производится сваркой встык или муфтами с ЗН.
6.5.5 Для предотвращения механических повреждений полиэтиленовых труб при их размещении
внутри защитного футляра допускается применять:
— центрирующие хомуты-кольца, изготавливаемые из труб того же диаметра, длиной 0,5de путем
разрезки их по образующей и установки (после нагрева) на протягиваемую плеть на расстоянии 2–3 м
друг от друга и закрепления на трубе липкой синтетической лентой;
— предварительную очистку внутренней поверхности футляра с целью устранения острых кромок сварных швов;
— предварительный пропуск контрольного образца полиэтиленовой трубы (не менее 3 м) с последующей поверкой на отсутствие повреждений поверхности трубы;
— гладкие раструбные втулки в местах входа и выхода полиэтиленовой трубы из непластмассового футляра;
— другие способы защиты, предусмотренные проектной документацией.
6.5.6 Плеть газопровода перед монтажом должна располагаться с противоположной стороны
футляра относительно места расположения бурового станка. К переднему концу рабочей плети устанавливается оголовок с серьгой, воспринимающий тяговое усилие. Плеть не должна скручиваться при
протягивании через футляр. Для этого между плетью и расширителем помещается вертлюжное устройство, исключающее скручивание плети.
К оголовку газопровода присоединяют последовательно: вертлюг, расширитель и конец буровой
колонны, идущий к буровой установке.
6.5.7 Контроль за процессом протаскивания плети в футляр ведется непрерывно путем измерения усилия натяжения, которое нарастает по мере втягивания плети в футляр. Нарастание должно
происходить плавно, без рывков.
6.5.8 По окончании протаскивания через футляр плети производится продувка плети.
6.5.9 После протягивания полиэтиленовой плети целесообразно произвести по ней предварительный пропуск калибра (с контролем усилия его прохождения), чтобы убедиться, не произошла ли
деформация плети в процессе операции протягивания.
6.6 Установка балластирующих устройств и закрепление газопроводов
6.6.1 Установка анкерных тяг в траншее должна производиться до укладки газопровода.
Монтаж силовых поясов необходимо производить после отлива (отвода) воды из траншеи и укладки газопровода на проектную отметку.
6.6.2 Балластирующие устройства на газопроводе устанавливаются на равном расстоянии друг
от друга, групповая их установка не рекомендуется.
6.6.3 В зимнее время заполнение балластирующих устройств контейнерного типа производят
рыхлым грунтом, без примесей льда и снега.
6.6.4 При применении гибких полотнищ из геотекстильных материалов засыпку газопровода необходимо вести в две стадии: присыпка экскаватором газопровода на 0,4–0,5 м выше верхней образующей (не допуская поперечного смещения газопровода), засыпка бульдозером с образованием валика грунта над газопроводом.
6.6.5 При установке балластирующих устройств с применением нетканых синтетических материалов соединение полотен в продольном направлении необходимо производить укладкой внахлест
(не менее 0,5 м), а в поперечном направлении — сваркой или прошивкой синтетическими нитками.
6.6.6 При отсутствии минерального грунта в отвале или когда невозможно удалить воду из траншеи применяются спаренные контейнеры, которые заполняются грунтом вне строительной площадки
и навешиваются на газопровод краном-трубоукладчиком. Контейнеры необходимо заполнять грунтом
с послойным трамбованием грунта трамбовочными механизмами. При отрицательной температуре
контейнер заполняют в условиях, исключающих смерзание грунта.
6.6.7 Установка вмораживаемых анкеров в мерзлые грунты производится в зимний период с выдержкой без засыпки траншеи для обеспечения смерзания анкеров с грунтом для получения расчетной удерживающей способности.
Погружение анкеров в грунт должно выполняться буроспускным и опускным способами. Отклонения анкеров от проектных положений не должны превышать: 5 см по глубине и ±0,5 м вдоль газопровода.
29
ТКП 45-4.03-257-2012
Буроспускной способ применяется в твердомерзлых грунтах при положительных температурах грунта.
Опускной способ целесообразно применять в грунтах песчаного и песчано-глинистого состава,
содержащих не более 15 % крупнообломочных включений при отрицательных температурах грунта.
Диаметр разрабатываемой в мерзлых грунтах скважины должен превышать диаметр диска устанавливаемого в нее анкера не менее чем на 3 см — при диаметре анкера до 200 мм и на 5 см — при
диаметре анкера св. 200 мм. При этом пространство между стенками скважин и анкером должно быть
заполнено грунтовым (песчаным) раствором.
Для погружения анкеров опускным способом с парооттаиванием грунта следует применять передвижной парогенератор с рабочим давлением 1,0 МПа, например типа Д-563, пароотводные резиновые напорные рукава с текстильным каркасом с рабочим давлением от 1,5 до 2,0 МПа по ГОСТ 18698
и комплект паровых игл, изготовленных из стальных труб диаметром от 25 до 30 мм.
Производительность парогенератора следует выбирать по количеству одновременно работающих паровых игл, исходя из расчетного расхода пара от 15 до 20 кг/ч на одну работающую иглу.
6.6.8 Приемочный контроль качества установки балластирующих устройств и закрепления газопроводов необходимо производить с целью проверки соответствия выполненных работ проекту.
Проверяется:
— количество установленных утяжелителей и анкерных устройств;
— расстояние между утяжелителями или анкерными устройствами;
— длина балластируемых участков.
Несущую способность анкеров следует проверять в соответствии с требованиями ГОСТ 5686,
испытанию необходимо подвергать 2 % от количества анкеров, установленных на каждом участке.
Установка балластирующих устройств газопровода оформляется отдельным актом приемки работ.
6.7 Очистка внутренней полости газопровода
6.7.1 Продувка газопровода
6.7.1.1 Продувка газопровода производится с целью очистки полости газопровода от возможных
загрязнений и воды.
6.7.1.2 Способ продувки должен быть установлен в проекте производства работ. Продувка газопровода должна производиться воздухом давлением не менее 0,6 МПа через продувочные свечи.
Для этой цели один конец газопровода необходимо заглушить, а на другом конце приварить продувочную свечу, которая представляет собой стальную шарнирную заглушку с курковым устройством,
при помощи которого производится резкое открытие полости продувочного газопровода, что обеспечивает максимальную скорость продуваемого воздуха.
Продувку разветвленных газопроводов следует производить по частям, прямыми участками в оба
конца. Длина продуваемых участков, как правило, не должна превышать 2 км. Продувка производится в
соответствии с заранее согласованной схемой продувки в установленном порядке. Окончание продувки
определяется выходом чистого воздуха, без содержания влаги и грязи, через продувочное устройство.
Соотношение диаметров продуваемого и продувочного газопроводов приведено в таблице 11.
Таблица 11 — Соотношение диаметров продуваемого и продувочного газопроводов
В миллиметрах
Наружный номинальный диаметр
продуваемого газопровода
Диаметр продувочного газопровода
32
63, 90
110, 125
160, 225
250–315
25
50
100
150
200
6.7.1.3 Продувка газопровода должна осуществляться под руководством специалиста строительно-монтажной организации в присутствии технадзора заказчика и представителя ТНГО, с оформлением акта на очистку внутренней полости газопровода в журнале производства работ и строительном
паспорте.
30
ТКП 45-4.03-257-2012
6.7.1.4 После окончания продувки внутренней полости газопровода в этот же день в присутствии
представителя технического надзора заказчика и представителя ТНГО под руководством специалиста
строительной организации завариваются заглушки по обоим концам газопровода. Стыки нумеруются по
месту приварки заглушек.
6.7.1.5 После продувки подземного газопровода необходимо произвести установку отключающей
арматуры, если она имеется в проекте. Отключающая арматура должна поставляться на объект
строительства со следующими документами:
— паспорт завода-изготовителя;
— акт о произведенной ревизии и пригодности ее к установке на газопроводе;
— сертификат соответствия или разрешение, выданное Департаментом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности (Госпромнадзор).
7 Реконструкция стальных изношенных газопроводов
7.1 Особенности проектирования реконструкции подземных стальных газопроводов
7.1.1 Общие требования
7.1.1.1 Требования настоящего раздела распространяются на реконструкцию изношенных подземных стальных газопроводов с использованием их в качестве каркаса для протяжки в них полиэтиленовых труб или при восстановлении эксплуатационных свойств стального газопровода с применением синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея.
Допускается использование в качестве каркаса ранее выведенных из эксплуатации газопроводов
после соответствующей их прочистки и проверки.
Решение об использовании конкретного варианта бестраншейного восстановления работоспособности газораспределительных сетей принимается после составления общей схемы реконструкции
газовой сети на основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета пропускной способности газопровода с учетом требований СНБ 4.03.01 и СНиП 3.05.02.
7.1.1.2 Бестраншейные методы реконструкции газовых сетей низкого (до 0,005 МПа), среднего
(св. 0,005 до 0,3 МПа) и высокого (до 0,6 МПа) давлений с применением полиэтиленовых труб являются предпочтительнее открытой прокладки.
При реконструкции стального газопровода низкого давления протянутые в нем полиэтиленовые
трубы могут использоваться для подачи газа как низкого, так и среднего или высокого давления. Целесообразность перевода существующих газовых сетей с низкого давления на среднее или высокое
устанавливается расчетом пропускной способности реконструируемого газопровода.
7.1.1.3 Технология протяжки внутри стального изношенного газопровода полиэтиленовой трубы
разделяется на два вида:
— протяжка обычной круглой трубы, при этом диаметр реконструируемого газопровода уменьшается;
— протяжка профилированной трубы, поперечное сечение которой временно уменьшено, способной восстановить свою первоначальную форму, существенно не изменяя диаметр реконструируемого газопровода.
7.1.1.4 Особенностью протяжки полиэтиленовых профилированных труб является то, что вследствие сложенной формы при втягивании трубы в реконструируемый газопровод требуется лишь небольшое тяговое усилие. После монтажа деталей-законцовок полиэтиленовая профилированная труба подвергается процессу обратной деформации, при этом труба разогревается при помощи пара под давлением. Таким образом, полиэтиленовая труба приобретает круглое сечение, прилегая к стенкам старого
газопровода. Изношенная стальная труба бывшего газопровода используется как направляющий каркас и может служить дополнительной защитой (футляром).
7.1.1.5 При реконструкции изношенных газопроводов на участках, где они не соответствуют требованиям ТНПА в части глубины заложения, расстояний до зданий, сооружений и коммуникаций
и др. следует предусматривать их перекладку.
7.1.1.6 Проектная документация, как правило, должна быть выполнена на геоподоснове, действующей на момент проектирования, и согласована в установленном порядке.
В отдельных случаях, при небольших объемах работ (до 200 м), допускается наличие геоподосновы только для проектирования котлованов, необходимых для установки оборудования по протяжке
полиэтиленовых газопроводов.
Условия пересечения с подземными сооружениями, коммуникациями и кабельными линиями, попадающими в зону намечаемых к вскрытию котлованов и мест открытой прокладки, согласовываются
с заинтересованными организациями при проектировании.
31
ТКП 45-4.03-257-2012
7.1.1.7 Выбор марки материала (ПЭ 80, ПЭ 100), стандартных размерных соотношений используемых полиэтиленовых (в т. ч. профилированных) труб (SDR 17/17,6 или SDR 11) и коэффициента запаса
прочности производят в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01 и настоящего технического кодекса.
Трубы SDR 17,6 на участках открытой прокладки, в городских условиях, где грунт может быть засорен остатками строительного мусора, рекомендуется дополнительно защищать при помощи тонкостенных пластмассовых гофрированных труб.
7.1.2 Основные положения по проектированию
7.1.2.1 Реконструкция газопроводов должна осуществляться на основе проекта, разработанного
на стадии проектирования С, и разработанных решений по организации строительного производства
и технологии проведения работ, которые должны быть приняты в проекте организации строительства
(далее — ПОС), входящем в состав проекта, разработанного на стадии проектирования С, и проекта
производства работ (далее — ППР).
Состав проекта, разработанного на стадии проектирования С, включая технико-экономическое
обоснование, графическую и рабочую документацию, исполнительные схемы и чертежи, должен соответствовать требованиям действующих ТНПА.
ПОС и ППР разрабатываются в соответствии с требованиями ТКП 45-1.03-161 на основании исходных данных, представленных заказчиком, с учетом уровня технической оснащенности строительной и эксплуатирующей организаций.
7.1.2.2 При оформлении задания на проектирование объектов реконструкции изношенных стальных газопроводов заказчик должен предоставить в проектную организацию следующую согласованную с эксплуатирующей организацией, документацию:
— техническое задание с указанием границ реконструкции;
— исполнительную документацию на действующий изношенный газопровод в объеме, обеспечивающем точное определение положения подлежащего восстановлению газопровода и сооружений на нем;
— справку о наличии и эффективности действия электрозащитных установок и акт по результатам последней проверки технического состояния газопровода приборными методами и с помощью
шурфования при необходимости;
— схему действующего газопровода со всеми ответвлениями от него и указанием нагрузок по
расходу газа на реконструируемый участок и ответвления, внутренних диаметров изношенных газопроводов также с указанием источников питания от одного или нескольких газорегуляторных пунктов;
— перечень потребителей с указанием нагрузки, требующих бесперебойного снабжения газом;
— другую документации в соответствии с требованиями действующих ТНПА.
7.1.3 Требования к проекту, разработанному на стадии проектирования С
7.1.3.1 При разработке проекта, разработанного на стадии проектирования С, рекомендуется
рассматривать следующие варианты технических решений:
— сохранение существующего давления в сети, когда это возможно по условиям обеспечения
газом потребителей;
— полный перевод сетей низкого давления на среднее с установкой перед каждым потребителем
индивидуальных регуляторов давления;
— частичный перевод сетей низкого давления на среднее с установкой регуляторов давления
на группу потребителей газа с сохранением низкого давления для оставшейся части внутриквартальной сети;
— перевод газопровода среднего давления на высокое, когда это возможно по условиям обеспечения газом потребителей.
7.1.3.2 Соотношение диаметров старого и нового газопроводов и способ бестраншейной реконструкции должны определяться по результатам гидравлического расчета пропускной способности
и анализа прохождения трассы реконструируемого газопровода.
Состояние внутренней поверхности стальных газопроводов: смещение кромок труб; наличие наплывов металла или подварок в корне шва; наличие остающихся закладных колец (подкладок); излом
профиля трассы; возможность скопления конденсата в низших точках газопровода, которые могут
препятствовать свободному прохождению полиэтиленовой (в т. ч. профилированной) плети или синтетического тканевого шланга.
32
ТКП 45-4.03-257-2012
В проекте следует учитывать возможные затраты на внутреннюю телеинспекцию полости реконструируемого газопровода, подрезку и зачистку механических препятствий (грат на сварных швах,
несовпадение кромок и др.) и удаление посторонних предметов и конденсата с помощью ремонтных
роботов или дополнительных котлованов и вырезки катушек.
7.1.3.3 Реконструкция стальных газопроводов должна предусматриваться участками. Длина отдельных участков устанавливается в зависимости от местных условий прохождения трассы, состояния внутренней поверхности реконструируемого газопровода, принятой технологии реконструкции,
плотности застройки, количества необходимых ответвлений, наличия крутых поворотов, резких перепадов высот и других факторов.
Для удаления загрязнений внутренней поверхности реконструируемого газопровода длина участков, подлежащих очистке, должна приниматься, как правило, не более 100 м.
Допускается большая длина для очистки при условии разработки специальной технологической
карты организацией, выполняющей основные работы.
7.1.3.4 При разработке проектной документации на реконструкцию изношенных газопроводов,
попадающих в зону действия линий и сооружений метрополитена, железных дорог, должны быть, как
правило, получены технические условия от эксплуатирующих их организаций.
7.1.3.5 Расстояние в плане между вскрываемыми котлованами для производства работ и ограждением наземной линии метрополитена должно быть таким, чтобы основание ограждений не попало
в призму обрушения грунта котлована, и составлять не менее 5 м. В стесненных условиях при соответствующем техническом обосновании расстояние может быть уменьшено по согласованию с соответствующими службами.
7.1.3.6 При разработке проектной документации на реконструкцию подводных переходов газопроводов (дюкеров) необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие сохранность от
обрушения берегов, дамб и набережных, для это перед началом проектных работ должно быть проведено детальное геологическое исследование грунтов и в зависимости от их состояния следует принимать меры по их закреплению.
Подъездные дороги, машины и оборудование должны располагаться так, чтобы исключить воздействие нагрузки на края берегов и ограждающих стенок дамб и набережной. ПОС согласовывается
с организациями, в эксплуатации которых находятся береговые устои, дамбы и набережные.
7.1.3.7 При разработке проекта реконструкции газопроводов должно учитываться то, что рассечение стального газопровода на отдельные участки (при протяжке полиэтиленовых труб) может привести к нарушению единой системы электрохимической защиты. В соответствии с этим при необходимости проект должен включать, как правило, отдельный раздел или перечень мероприятий по защите от коррозии металлических участков газопровода, футляров и стальных вставок.
Для газопроводов, восстанавливаемых с применением синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея, как правило, должна сохраняться существующая активная защита.
Необходимость сохранения активной защиты реконструируемого газопровода решается проектной организацией в зависимости от конкретных условий прохождения трассы газопровода, наличия
совместной защиты и влияния ее на другие подземные сооружения, степени ответственности отдельных участков газопровода, его технического состояния, необходимости сохранения прочностных
свойств стальных труб и других факторов.
Способ защиты от коррозии выбирается проектной организацией по согласованию с предприятием, выполняющим работы по эксплуатации систем защиты, и может предусматривать:
— сохранение комплексной активной защиты всех подземных металлических сооружений (газопроводов, тепловых сетей, водопроводов и т. д.);
— замену катодной защиты протекторной;
— отказ от активной защиты восстановленного участка.
Мероприятия по защите от коррозии должны разрабатываться в соответствии с требованиями
СНБ 4.03.01 и дополнительно включают указания по:
— сохранению, ликвидации или замене установок и устройств электрозащиты и контрольноизмерительных пунктов;
— выполнению электроперемычек между обрезанными участками существовавшего газопровода;
— необходимости реконструкции трасс дренажных и питающих кабелей, а также пунктов их подключения к подземным сооружениям;
— порядку налаживания и регулировки систем электрозащиты.
7.1.3.8 Проектом должны быть учтены мероприятия и затраты на восстановление дорожных покрытий и зеленых насаждений, поврежденных при проведении реконструкции газопровода.
33
ТКП 45-4.03-257-2012
7.1.3.9 Для потребителей, требующих бесперебойного снабжения газом и питающихся от отсекаемых участков газопроводной сети, должен производиться расчет схемы временного их подключения
при помощи байпаса к ближайшему эксплуатирующемуся участку. Байпас может предусматриваться из
металлических или полиэтиленовых труб в зависимости от планируемого времени эксплуатации.
7.1.3.10 Размещать соединения полиэтилен-сталь рекомендуется только на прямолинейных участках газопроводов.
При наличии на реконструируемых участках отводов или тройниковых ответвлений протяжка через них полиэтиленовых туб не рекомендуется. На этом месте предусматриваются котлован и вырезка соответствующей соединительной детали стального газопровода.
Протягивание вместе с трубами неразъемных соединений полиэтилен-сталь не допускается,
а деталей с ЗН не рекомендуется.
Рекомендуемые соотношения диаметров стальных и протягиваемых в них полиэтиленовых труб
приведены в таблице 12.
Таблица 12 — Диаметры стальных и протягиваемых в них полиэтиленовых труб
Диаметр существующего
стального газопровода, мм
40
50
65
80
100
150
200
250
250
300
350
Диаметр рекомендуемых
к протяжке полиэтиленовых труб, мм
20
32
40
50
63
110
160
200
225
250
315
Коэффициент уменьшения
проходного сечения для труб с
SDR 11
SDR 17,6
8,6
4,9
4,6
4,2
3,8
2,8
2,6
2,6
2,0
2,3
1,9
—
—
—
—
—
—
2,2
2,2
1,7
2,0
1,7
7.1.3.11 При определении размеров котлованов и длин вырезаемых катушек необходимо учитывать диаметр протягиваемой полиэтиленовой трубы (синтетического тканевого шланга) и глубину заложения реконструируемого газопровода.
Глубина заложения стальных изношенных газопроводов, в которых протягиваются полиэтиленовые трубы, а также глубина заложения полиэтиленовых газопроводов до верха трубы в местах их открытой (вне стальных реконструируемых труб) прокладки при длине этих участков до 15 м может соответствовать требованиям СНБ 4.03.01 как для стальных газопроводов.
Открытая прокладка полиэтиленовых газопроводов (вне каркаса) допускается в местах соединения труб деталями с ЗН, переходов труб с одного диаметра на другой, в местах установки соединений полиэтилен-сталь, тройников, поворотов газопровода, а также на удаляемых участках стального
газопровода, препятствующих протяжке полиэтиленовых труб.
При длине открытых (вне каркаса) подземных участков св. 15 м глубина заложения полиэтиленовых труб газопровода должна соответствовать требованиям СНБ 4.03.01 как для полиэтиленовых
газопроводов. При наличии на этих участках средне- или сильнопучинистых грунтов должны предусматриваться мероприятия, компенсирующие воздействие морозного пучения грунта.
При невозможности укладки полиэтиленовых труб на глубине 1,0 м и более, а также в случае
расположения котлованов на проезжей части автодорог принимают меры по защите поверхности полиэтиленовых труб от повреждения, например путем устройства футляров или другими способами,
предусмотренными проектом, разработанным на стадии проектирования С.
Разработка траншей и устройство котлованов должно предусматриваться с учетом местных
грунтовых условий (наличие водонасыщенных или слабых грунтов).
7.1.3.12 Допускается выполнять повороты упругим изгибом полиэтиленовых труб при открытой прокладке, при этом радиус поворота должен быть не менее 25 наружных диаметров полиэтиленовой трубы.
34
ТКП 45-4.03-257-2012
7.1.3.13 Концы реконструируемых участков между полиэтиленовой и стальной трубами должны
заделываться.
Конструкция заделки определяется проектом. При длине участков более 150 м на одном из концов необходимо предусматривать установку контрольной трубки.
Пространство между полиэтиленовым газопроводом давлением 0,6 МПа и каркасом (изношенным стальным газопроводом) должно заделываться газонепроницаемым материалом.
При применении полиэтиленовых профилированных труб, вследствие их почти плотного прилегания к стальному каркасу, такая заделка не требуется.
7.1.3.14 Размеры котлованов при протяжке полиэтиленовой профилированной трубы могут выбираться минимальными (как колодцы диаметром от 800 до 1200 мм), чтобы угол изгиба трубы на
входе в каркас не превышал значений, указанных в таблице 13.
Таблица 13 — Угол изгиба трубы
Диаметр трубы, мм
Угол изгиба
100
150
200
250
300
400
40°–70°
25°–50°
20°–40°
15°–30°
15°–25°
15°–20°
7.1.3.15 При пересечении газопровода, восстанавливаемого методом протяжки полиэтиленовых
труб, с различными сооружениями и коммуникациями устройства дополнительных защитных футляров, как правило, не требуется. Роль футляра в этом случае может выполнять участок существовавшего стального газопровода.
Конструкция такого футляра должна предусматривать уплотнение (заделку) концов и установку
контрольных трубок в соответствии с требованиями СНБ 4.03.01 и настоящего технического кодекса.
7.1.3.16 При расположении полиэтиленовых труб в футлярах необходимо учитывать температурные деформации восстановленной сети при эксплуатации и предусматривать технологические
решения, снижающие температурные деформации труб.
Компенсация температурных деформаций должна осуществляться, как правило, за счет самокомпенсации отдельных участков газопровода. Установку компенсирующих устройств предусматривают в тех случаях, когда расчетом выявлены недопустимые напряжения в элементах газопровода
или недопустимые усилия на присоединенном к нему оборудовании.
7.1.3.17 Проектные решения должны включать чертежи на узлы соединений полиэтиленовых
и стальных труб, требования к устройству байпасов, а также конструктивные требования по заделке
(уплотнению) футляров. Рекомендуется использовать типовые решения, согласованные в установленном порядке.
7.1.3.18 При реконструкции изношенных газопроводов методом протяжки полиэтиленовых профилированных труб должна предусматриваться площадка шириной не менее 3,5 м и длиной не менее 16,0 м для установки машины с парогенератором и располагаться, как правило, в верхнем конце
реконструируемого участка газопровода. На нижнем конце участка следует расположить площадку,
где устанавливаются лебедка для протяжки и устройство для сбора конденсата.
7.1.3.19 Общая длина участков газопроводов, подлежащих реконструкции методом протяжки полиэтиленовых профилированных труб, не должна превышать максимальной длины трубы, поставляемой на катушке.
7.1.3.20 В местах траншейной прокладки полиэтиленовых труб необходимо предусматривать на
расстоянии 0,2 м от верха трубы укладку полиэтиленовой сигнальной ленты с несмываемой надписью «Газ».
7.1.4 Требования к проекту организации строительства и производству работ
7.1.4.1 Состав и содержание ПОС кроме общих требований ТКП 45-1.03-161 должен включать:
— план газопровода с указанием не подлежащих восстановлению участков, а также мест присоединения этих участков к реконструируемому газопроводу;
35
ТКП 45-4.03-257-2012
— чертежи на отрываемые котлованы с указанием их точных размеров в соответствии с принятым методом производства восстановительных работ и используемым оборудованием, проходящих
рядом с ними подземных инженерных сооружений и коммуникаций и привязкой котлованов к постоянным ориентирам;
— перечень работ, выполняемых в период, не связанный с прекращением подачи газа, и работ,
проводимых после отключения восстанавливаемого участка от действующей сети;
— решения по защите отрытых котлованов от возможного затопления дождевыми водами;
— решения о способе проведения прочистки, удаления препятствий и посторонних предметов из
внутренней полости реконструируемого газопровода или по разрытию дополнительных котлованов
и вырезке катушек;
— решения по защите мест открытого (вне стального газопровода) расположения полиэтиленовых труб и деталей (под проезжей частью улиц и др.).
7.1.4.2 В пояснительной записке ПОС должны быть разработаны мероприятия по обеспечению
безостановочной работы предприятий, попадающих в зону реконструкции (обеспечение подъездных
путей и пожарных проездов, установка дополнительных дорожных указателей и т. д.), а также по
обеспечению пожаро- и взрывобезопасности на протяжении всего срока проведения работ при реконструкции газопровода и осуществлению контроля за концентрацией газа в местах проведения газоопасных работ в соответствии с требованиями действующих ТНПА.
Состав и детализация проекта производства работ (ППР) устанавливаются строительной организацией исходя из протяженности и степени сложности объекта реконструкции.
7.1.4.3 При разработке ППР должны определяться последовательность и сроки выполнения всех
технологических операций, при необходимости составляться технологические карты на выполнение
отдельных видов работ или использоваться типовые технологические карты.
7.2 Организация работ при реконструкции стальных изношенных газопроводов
7.2.1 Реконструкцию каждого объекта допускается осуществлять только на основании утвержденного проекта, решений по организации строительства и технологии производства работ. Все
этапы выполнения работ должны проводиться под контролем представителей организаций, на которые возложен авторский и технический надзор за проведением работ по реконструкции, и организаций, эксплуатирующих смежные коммуникации.
7.2.2 До начала реконструкции необходимо выполнить мероприятия по подготовке строительного
производства в объеме, обеспечивающем осуществление всех работ в максимально короткие сроки,
включая проведение общей организационно-технической подготовки, подготовки газопровода к реконструкции и подготовки оборудования к производству монтажных работ.
При реконструкции необходимо осуществлять контроль всех выполняемых операций. Пооперационный контроль осуществляется инженерно-техническими работниками, прошедшими соответствующий курс обучения, а также персоналом газовых хозяйств, осуществляющих технический надзор
за строительством газопроводов.
7.2.3 Подготовительные работы
7.2.3.1 Определение трассы газопровода должно производиться эксплуатирующей организацией
с уведомлением организаций, эксплуатирующих соседние подземные коммуникации. На трассе в натуре необходимо отметить контуры намечаемых к вскрытию котлованов.
7.2.3.2 До начала вскрытия дорожных покрытий и разработки котлованов (приямков) необходимо
выполнить следующие мероприятия:
— места проведения работ оградить по всему периметру инвентарными щитами или металлической сеткой с обозначением организации, проводящей работы, и телефонами ответственного производителя работ;
— при производстве работ на проезжей части выставить предупредительные знаки на расстоянии 5 м со стороны движения транспорта, освещаемые в ночное время;
— с наступлением темноты установить на ограждении с лобовой стороны на высоте 1,5 м сигнальный красный свет, а место работ осветить прожекторами или переносными лампами.
7.2.3.3 Ширина участков ограждения должна назначаться в зависимости от местных условий
(ширины улицы, возможности сужения проезжей части и т. д.), но должна быть не менее, м:
3,5
— при глубине котлованов, м до 1,5;
4,5
—
то же
более 1,5.
Длина ограждения устанавливается ППР.
36
ТКП 45-4.03-257-2012
7.2.3.4 Вскрытие дорожных покрытий и разработку траншей следует производить в соответствии с ППР.
При наличии в местах рытья котлованов электрокабелей, кабелей связи, других подземных коммуникаций выемку грунта необходимо производить с предварительным извещением и в присутствии представителей организаций, их эксплуатирующих, с соблюдением мер, исключающих возможность нанесения повреждений. Кабели в пределах пересечения после вскрытия должны заключаться в защитные
футляры из пластмассовых лотков, коробов или труб, подвешиваемых, при необходимости, к балке.
В случае обнаружения любых подземных коммуникаций или сооружений, не указанных в проектной документации, работы следует приостановить. На место работ следует вызвать автора проекта
и представителей организаций, эксплуатирующих смежные коммуникации, для определения их принадлежности и принять меры по их сохранности или ликвидации (и внесении в исполнительную документацию).
7.2.3.5 Вскрытые участки стального газопровода необходимо полностью очистить от земли. Расстояние в свету между нижней образующей трубы и дном котлована должно быть достаточным для
проведения работ по переврезке и восстановлению реконструируемого газопровода, но не менее 10 см.
Выемка нижних слоев грунта и очистка вскрытого газопровода должны производиться ручным инструментом. Неровности дна котлованов должны быть не более 20–30 мм.
7.2.3.6 Отсечение реконструируемого участка от основной сети должно осуществляться после отключения подачи газа путем вырезки катушек, длина которых устанавливается из расчета свободного
затягивания полиэтиленовой плети (синтетического тканевого шланга) и удобства проведения работ.
Участок, подлежащий реконструкции, необходимо продуть инертным газом или воздухом. Вырезка катушек производится эксплуатирующей организацией на отключенном и освобожденном от газа
газопроводе с последующей приваркой заглушек со стороны действующих участков газопровода.
Концы обрезанного стального участка необходимо зачищать для устранения острых кромок, которые могут повредить поверхность полиэтиленовых труб (синтетического тканевого шланга).
7.2.3.7 Перед отключением газа в реконструируемом газопроводе необходимо обеспечить снабжение газом потребителей, питающихся от отключаемого участка газовой сети, при помощи байпаса.
7.2.3.8 По завершении реконструкции изношенного газопровода должен быть, как правило, выполнен комплекс мероприятий по налаживанию и регулировке систем электрозащиты.
7.2.4 Технология производства работ методом протяжки полиэтиленовых труб
7.2.4.1 Технология реконструкции заключается в протягивании внутри стальных участков подготовленных плетей из полиэтиленовых труб.
Все работы, связанные с протягиванием полиэтиленовых труб, допускается проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5 °С или с применением специальных отапливаемых модулей (палаток).
7.2.4.2 Длинномерные трубы, смотанные на катушки, и трубы мерной длины, сваренные между
собой в плети требуемой длины, перед протяжкой должны быть подвергнуты внешнему осмотру. Соединение труб необходимо производить преимущественно деталями с ЗН.
Для сварки труб нагретым инструментом встык должны использоваться сварочные машины высокой степени автоматизации.
7.2.4.3 Протягивание полиэтиленовых плетей следует осуществлять с помощью специального
тягового каната. В качестве тягового каната можно использовать стальные или текстильные канаты,
концы которых оснащены деталями для соединения с тянущим устройством с одной стороны и с буксировочной головкой с другой. Тяговый канат должен проходить периодическую проверку как элемент
грузоподъемного устройства во избежание его разрыва во время выполнения технологических операций по прочистке и проверке внутренней полости реконструируемого газопровода и протяжке полиэтиленовой трубы. Для протаскивания тягового каната могут использоваться композиционный полимерный (стеклопластиковый, поликарбонатный или др.) стержень, свинчивающиеся металлические
штанги или пневмопроходчик. При использовании полимерного стержня или свинчивающихся штанг
они должны пропускаться в реконструируемый газопровод со стороны входного конца. К вышедшему
концу стержня или штанги необходимо прикреплять тяговый канат, размеченный краской через 1 м.
Тяговый канат втягивают во входной приямок обратным порядком.
При использовании пневмопроходчика на конце обрезанного участка стального газопровода необходимо монтировать два фланца (стандартный приварной и глухой с отверстием для каната).
Пневмопроходчик с прикрепленным тяговым канатом должен вставляться внутрь обрезанного участка
и давлением сжатого воздуха проталкиваться с одного конца до другого.
37
ТКП 45-4.03-257-2012
7.2.4.4 Реконструируемый участок предварительно следует прочистить протягиванием металлического ерша-калибра или иным способом, используемым в строительстве.
Перед протяжкой плети рекомендуется осуществить протаскивание контрольного отрезка полиэтиленовой трубы длиной от 2,0 до 3,0 м для определения состояния внутренней полости стальной
трубы. Контроль тягового усилия следует производить по динамометру. Контрольный отрезок трубы
после протяжки не должен иметь повреждений глубиной более 0,3 мм — для труб с SDR менее 6,8 мм
и 0,7 мм — для труб с SDR более 6,8 мм.
Если во время прочистки или контрольной протяжки ерш-калибр или отрезок трубы застряли
в месте нахождения препятствия, фиксируемого длиной каната, находящегося внутри стального газопровода, следует отрыть дополнительный котлован, вырезать участок газопровода и устранить причину, препятствующую прохождению ерша-калибра или контрольного образца трубы. При невозможности устройства дополнительного котлована необходимо провести телеинспекцию и с помощью ремонтного робота удалить препятствия.
7.2.4.5 Подготовленная полиэтиленовая плеть с помощью буксировочной головки и специального
захвата должна прикрепляться к концу тягового каната.
Для предотвращения повреждений полиэтиленовых труб в местах ввода и вывода их из реконструируемых стальных газопроводов необходимо предусматривать установку гладких втулок с конусным раструбом.
7.2.5 Особенности технологии протяжки полиэтиленовых профилированных труб
7.2.5.1 Перед началом работ по протяжке полиэтиленовой профилированной трубы следует провести с помощью видеокамеры визуальный осмотр состояния внутренней поверхности газопровода с
целью выявления возможных препятствий.
При обнаружении внутренних препятствий в виде деформаций, смещений или продавленности
труб, выступающего корня шва они должны быть устранены. Участок газопровода, в котором невозможно устранить внутренние препятствия, следует вырезать.
После следует провести очистку отключенных участков от загрязнений и других препятствий с
последующей проверкой степени очистки и возможности осуществления работ на всем подготовительном участке газопровода с помощью видеокамеры.
7.2.5.2 Способы очистки и устранения внутренних препятствий выбираются организацией, производящей работы, после осмотра внутренней поверхности.
Очистку внутренней поверхности газопровода следует производить до полного устранения всех
видов посторонних включений, наносных отложений, воды, твердых или режущих частиц размером
более 0,5 мм.
7.2.5.3 Если при проведении контроля с помощью видеокамеры будут выявлены участки газопровода, мешающие процессу восстановления (наличие углов поворотов, конденсатосборников, запорных устройств и т. д.), в проект должны быть внесены изменения и вскрыты дополнительные котлованы. Конденсатосборники и задвижки должны быть вырезаны и при необходимости заново установлены в соответствии с проектом.
7.2.5.4 С целью исключения помех для реконструкции всей намечаемой трассы газопровода участки, мешающие процессу работ, могут быть переложены по решению проектной организации с внесением необходимых изменений в проектную документацию.
7.2.5.5 О проведенных работах по очистке газопровода необходимо составить акт, который подписывается представителями заказчика и организации, выполняющей работы по реконструкции.
7.2.5.6 Протяжку полиэтиленовой профилированной трубы в очищенный изношенный газопровод
следует осуществлять при постоянной скорости, не превышающей 2 м/мин.
Процесс подачи трубы следует контролировать с помощью встроенных приборов на лебедке, автоматически измеряющих и регистрирующих тяговое усилие, которое не должно превышать значения,
указанные в таблице 14.
Таблица 14 — Величина тягового усилия
Условный диаметр трубы, мм
100
125
150
38
Тяговое усилие, кН для труб с
SDR 17
SDR 11
13
21
30
19
30
44
ТКП 45-4.03-257-2012
Окончание таблицы 14
Условный диаметр трубы, мм
200
225
250
300
350
400
Тяговое усилие, кН для труб с
SDR 17
SDR 11
53
63
84
120
162
212
78
92
123
176
238
312
Усилия, создаваемые лебедкой, не должны превышать величину тягового усилия даже в случае
остановки протяжки трубы.
7.2.5.7 После втягивания в реконструируемый газопровод полиэтиленовой профилированной
трубы на одном ее конце закрепляется калибрующая деталь-законцовка, через которую для инициирования процесса восстановления первоначальной формы внутрь трубы из парогенератора подается
паровоздушная смесь при давлении от 0,1 до 0,3 МПа температурой 105 °С.
Избыток пара на другом конце профилированной трубы через калибрующую деталь-законцовку
и регулирующее сбросное устройство сбрасывается в конденсационную емкость или в атмосферу.
7.2.5.8 Продолжительность восстановления первоначальной формы трубы зависит от диаметра
и протяженности реконструируемого газопровода и может составлять от 3 до 5 ч.
7.2.5.9 После восстановления первоначальной формы полиэтиленовой трубы она должна быть
охлаждена подачей в газопровод воздуха с давлением не выше 0,3 МПа.
Время охлаждения зависит от диаметра газопровода и температуры наружного воздуха и может
составлять от 2 до 6 ч.
7.2.5.10 Окончание охлаждения определяется достижением температуры 30 °С, измеренной на
дальнем конце реконструированного участка газопровода.
После охлаждения сбрасывается давление воздуха, удаляются детали-законцовки и, при необходимости, производится обрезка полиэтиленовой трубы с обоих концов восстановленного участка на
расстоянии не менее 0,5 м от края стального каркаса.
7.2.5.11 Восстановленный трубопровод следует продуть воздухом с давлением 0,3 МПа для удаления конденсата, скопившегося после подачи пара, если этот процесс не был совмещен с процессом охлаждения.
Полное удаление конденсата в реконструированном участке газопровода осуществляется путем
протяжки поролонового поршня.
7.2.5.12 После продувки новый полиэтиленовый газопровод должен быть проверен на качество
выполненных работ строительной организацией или другим специализированным предприятием
в присутствии представителей эксплуатационной организации газового хозяйства.
Проверка осуществляется с помощью видеокамеры.
Качественно выполненный участок полиэтиленового трубопровода с обеих сторон закрывается
заглушками, исключающими попадание внутрь грязи и воды. Заглушки сохраняются до момента проведения работ по соединению участков реконструированного газопровода.
7.2.5.13 Для соединения восстановивших свою форму полиэтиленовых профилированных труб
с полиэтиленовыми трубами ПЭ 80, ПЭ 100 или фитингами в разогретый конец профилированной
трубы следует вставить опорную втулку, расширяющую его до стандартных размеров. Допускается
применение специальных переходов с ЗН для соединения профилированных труб нестандартных
размеров с полиэтиленовыми трубами стандартных размеров.
Процесс сварки деталей с ЗН должен соответствовать требованиям 6.3.6.
7.2.5.14 При монтаже углов поворота 45°, 60° и 90° следует использовать полиэтиленовые отводы и муфты с ЗН.
Углы поворота можно выполнить свободным изгибом из непрофилированных полиэтиленовых
труб ПЭ 80 или ПЭ 100 (соответствующих SDR) радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы
с последующим присоединением к газопроводу при помощи муфт с ЗН.
39
ТКП 45-4.03-257-2012
7.2.5.15 Для присоединения полиэтиленовой профилированной трубы к стальному газопроводу
следует применять соединения сталь-полиэтилен и муфты с ЗН.
7.2.5.16 Для присоединения полиэтиленовых газопроводов к реконструированному профилированными трубами газопроводу допускается использовать седловидные ответвления или заменить
часть полиэтиленовой профилированной трубы тройником, присоединяемым муфтами с ЗН. При этом
следует вырезать часть газопровода и удалить стальной каркас с таким расчетом, чтобы обеспечить
правильную установку тройника и муфт с ЗН.
Стальной каркас следует удалять специальным фрезерно-шлифовальным электроинструментом
так, чтобы не повредить поверхность полиэтиленовой трубы.
40