ГОСТ Р 58778-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Системы газораспределительные. Сети газораспределения и газопотребления. Газопроводы высокого давления категории 1а

6.4 Монтажные, изоляционные и укладочные работы

 

6.4.1 Монтаж подземных газопроводов

6.4.1.1 Монтаж подземных газопроводов сетей газораспределения и газопотребления производят в соответствии с ПОС и ППР из изолированных труб и соединительных деталей.

6.4.1.2 Секции труб размещают на трассе в "косую" однорядную раскладку.

6.4.1.3 Трубы и секции укладывают от бровки траншеи на расстоянии:

- не менее 1,5 м от траншеи с неукрепленными стенками;

- не менее 0,5 м от траншеи с укрепленными стенками.

6.4.1.4 Трубы и трубные секции рекомендуется раскладывать на бровке траншеи с использованием подкладок (раскладочных лежек, земляных призм) для исключения повреждения поверхности трубы или изоляционного покрытия.

6.4.1.5 Шаг лежек определяют согласно ПОС или ППР.

6.4.1.6 Трубы и секции, уложенные на поперечных склонах с уклоном более 3°, закрепляют для исключения скатывания или сползания. Способы закрепления предусматривают в ПОС и ППР.

6.4.1.7 Для исключения засорения полости труб (секций), плетей, торцы труб закрывают инвентарными пробками.

6.4.1.8 Монтаж газопроводов в зависимости от сложности участка трассы производят:

- по поточно-расчлененной схеме со сборкой и сваркой, выполняемой на бровке траншеи;

- по непрерывной схеме со сборкой и сваркой, выполняемой как на бровке траншеи, так и непосредственно в траншее.

6.4.1.9 Схемы производства работ, как правило, принимают из условия, что суммарные расчетные напряжения в газопроводе не будут превышать:

- 0,8 предела текучести трубной стали при соотношении толщины стенки к наружному диаметру труб, равном 1/30 и более;

- 0,7 предела текучести при условии ;

- 0,6 предела текучести при условии .

6.4.1.10 Сборку и соединение (сварку) труб (секций) в плети на бровке и одиночных труб в плети на дне траншеи выполняют с использованием стандартизованных центрирующих устройств и приспособлений или бандажей, обеспечивающих надежную и геометрически правильную фиксацию труб и деталей в заданном положении, как на прямых, так и на криволинейных участках трассы.

6.4.1.11 Монтаж (сборку) труб (плетей) под сварку номинальным диаметром DN 300 и более производят с применением внутренних центраторов, номинальным диаметром менее DN 300 с применением наружных центраторов. В случаях невозможности применения внутренних центраторов монтаж допускается производить с применением наружных центраторов.

6.4.1.12 При монтаже труб под сварку заводские продольные или спиральные швы смещают относительно друг друга не менее чем на 75 мм при номинальном диаметре труб до DN 500 включительно и на 100 мм при номинальном диаметре труб более DN 500.

6.4.1.13 Расстояние между соседними сварными соединениями и длину кольцевых вставок (катушек) при вварке их в газопровод рекомендуется принимать равным диаметру, но не менее 250 мм.

6.4.1.14 Плеть при соединении не должна подвергаться подвижкам. Рекомендуется применять инвентарные монтажные опоры, которые полностью воспринимают вес плети и фиксируют ее пространственное положение.

6.4.1.15 На участках упругого изгиба плети все монтажные стыки в зоне изгиба заваривают, после этого к плети допускается приложение изгибающих усилий для обеспечения проектного положения газопровода. Контроль качества стыков на таких участках производят после выполнения изгиба.

6.4.2 Изоляция газопроводов

6.4.2.1 Нанесение изоляционных покрытий на трубы и соединительные детали предусматривают в заводских или базовых условиях.

6.4.2.2 Нанесение изоляционного покрытия в базовых и трассовых условиях выполняют механизированным способом. Допускается изоляция сварных стыков вручную по технологическим картам на выполнение изоляционных работ в объеме, предусмотренном ППР.

6.4.2.3 Изоляционное покрытие, выполненное ручным способом, по своим характеристикам должно соответствовать изоляционному покрытию труб, нанесенному в заводских или базовых условиях.

6.4.2.4 Для труб с заводским или базовым изоляционным покрытием очистку и изоляцию зон сварных кольцевых стыков и участков с нарушенным изоляционным покрытием выполняют на бровке траншеи, а сварные стыковые соединения плетей и стыки захлестов - в траншее.

6.4.2.5 Противокоррозионную защиту зоны сварных монтажных стыков изолированных труб выполняют материалами, по своим показателям максимально приближенными к показателям основного покрытия.

6.4.2.6 Изоляцию сварных стыков производят после получения положительных результатов контроля качества сварного стыкового соединения. Перед нанесением изоляции на сварные стыки поверхность трубы подготавливают (очищают и обезжиривают).

6.4.2.7 Для выполнения работ по очистке и нанесению изоляционного покрытия предусматривают временные (технологические) опоры заданной высоты у бровки траншеи, и устройство приямков при выполнении работ в траншее.

6.4.2.8 Зону сварных кольцевых соединений труб и соединительных деталей на участках прилегающего заводского изоляционного покрытия на расстояние не менее 200 мм очищают. Изоляционное покрытие удаляют вручную с использованием скребков, щеток и т.п.

6.4.2.9 Степень очистки, осушки и при необходимости нагрева изолируемой наружной поверхности труб, соединительных деталей, сварных соединений принимают в соответствии с техническими условиями на изоляционные материалы.

6.4.2.10 Степень шероховатости наружной поверхности труб принимают согласно ГОСТ 9.402.

При наличии на поверхности очищенных труб острых кромок, выступов, заусенец, брызг металла и шлака, которые могут повредить покрытие, ее очищают с помощью шлифовальных машинок или напильников.

6.4.2.11 Изоляционное покрытие наносят на подготовленную наружную поверхность и внахлест на существующую изоляцию на расстояние не менее 200 мм.

6.4.2.12 Очистку внутренних поверхностей отдельных труб (секций) или плетей производят путем протягивания внутри трубы механического очистного устройства (штанги). Трубы номинальным диаметром до DN 200 очищают вручную, а номинальным диаметром DN 200 и более - механизированным способом.

6.4.2.13 Качество выполненных работ по изоляции газопроводов проверяют в соответствии с ГОСТ 9.602 и ППР.

6.4.3 Укладочные работы

6.4.3.1 Укладку газопроводов в траншею осуществляют одиночными трубами (секциями), плетями и производят в зависимости от их диаметра и толщины стенки с помощью самоходных грузоподъемных средств (трубоукладчиков, автокранов и т.п.). Укладку выполняют в соответствии с профилем траншеи.

Количество самоходных грузоподъемных средств (трубоукладчиков, автокранов и т.п.) в колонне и их расстановку определяют расчетом, выполняемым на стадии составления ППР, с учетом сложности рельефа и гидрогеологии участка.

6.4.3.2 При выполнении укладочных работ применяют средства малой механизации, исключающие возможность повреждения изоляционного покрытия. Металлические части, которые могут повредить изоляционное покрытие трубы, снабжают прокладками из эластичного материала.

6.4.3.3 Трубоукладчики и краны, с помощью которых производится укладка плетей и труб в траншеи, располагают от бровки траншеи на расстоянии, исключающем ее обрушение.

6.4.3.4 Расстроповку труб (плетей) газопровода, воспринимающих монтажную нагрузку, выполняют после окончания сварочных работ.

6.4.3.5 Снятие строповочных устройств осуществляют только после укладки трубы газопровода на подготовленное основание траншеи.

6.4.3.6 После опускания газопровода в траншею монтажные (замыкающие) стыки плетей или секций сваривают в приямках неповоротными стыками.

6.4.3.7 После укладки газопровода в траншею проверяют:

- соответствие отметки уложенного газопровода проектным отметкам, глубину, уклон и прилегание газопровода ко дну траншеи на всем его протяжении;

- состояние защитного покрытия газопровода;

- фактические расстояния между газопроводом и стенками траншеи, пересекаемыми им сетями инженерно-технического обеспечения и их соответствие проектным расстояниям.

При наличии неплотного прилегания газопровода ко дну траншеи в отдельных местах после его укладки, выполняют подсыпку грунта с его послойным уплотнением и подбивкой пазух.

6.4.4 Монтаж запорной арматуры

6.4.4.1 При монтаже запорной арматуры обеспечивают соосность монтируемых участков труб и участков труб с арматурой.

6.4.4.2 Монтаж запорной арматуры выполняют в соответствии с проектной (рабочей) документацией и ППР.

6.4.4.3 Установку, монтаж, наладку запорной арматуры выполняют в соответствии с эксплуатационной документацией. Перед установкой запорной арматуры проводят ее ревизию с оформлением акта.

6.4.4.4 Запорную арматуру выставляют в проектное положение без перекосов с обеспечением соосности с газопроводом. Запорная арматура не должна испытывать нагрузок от газопровода (при изгибе, сжатии, растяжении, кручении, перекосах, вибрации и т.д.).

6.4.4.5 Строповку запорной арматуры осуществляют через проушины, рым-болты, элементы конструкции или места крепления, указанные в эксплуатационной документации предприятий - изготовителей арматуры.

6.4.4.6 Запорную арматуру устанавливают с учетом направления потока газа в газопроводе.

6.4.4.7 Сварные соединения запорной арматуры и газопровода выполняют без натяжения.

6.4.4.8 Для предотвращения заклинивания затвора приварной стальной запорной арматуры при нагревании корпуса во время сварки затвор полностью открывают. При приварке стальной запорной арматуры без подкладных колец арматуру по окончании сварки закрывают только после ее внутренней очистки.

6.4.5 Монтаж надземных газопроводов

6.4.5.1 Работы по монтажу и укладке надземного газопровода сети газораспределения и газопотребления выполняют после оформления акта приемки опор, опорных элементов и составления исполнительной (фактической) схемы расстановки опор с указанием межцентровых расстояний.

6.4.5.2 Монтаж надземного газопровода начинают от неподвижных опор в сторону компенсаторов. Последовательность и технологию выполнения работ предусматривают ПОС, ППР и технологическими картами с учетом высоты опор.

6.4.5.3 Укладку газопровода на опоры осуществляют смонтированной плетью, расположенной на земляных валиках или инвентарных опорах. При этом сварные стыки располагают за пределами опорных частей и наружных границ опоры на расстоянии диаметра, но не менее 200 мм.

Для укладки трубы используют специальную монтажную оснастку, исключающую повреждение антикоррозионного окрасочного покрытия газопровода.

6.4.5.4 При монтаже надземного газопровода производят подбор труб по длине с учетом расстановки опор.

6.4.5.5 До начала монтажа трубы и сваренные из труб плети раскладывают вдоль строительной полосы на лежках (инвентарных монтажных опорах) на расстоянии не менее 0,5 м от края фундаментов опор, обеспечивающих целостность труб (плетей), а также исключающих их загрязнение.

6.4.5.6 При монтаже (сборке труб (секций) в плеть) применяют инвентарные монтажные опоры, которые воспринимают нагрузку от веса плети с учетом допустимых напряжений в трубе, обеспечивают соосность стыкуемых концов труб, фиксируют их пространственное положение в процессе сварки стыка, исключают скатывание плети.

6.4.5.7 Монтаж (сборка) труб (плетей) под сварку номинальным диаметром DN 300 и более производят с применением внутренних центраторов, номинальным диаметром менее DN 300 с применением наружных центраторов. В случаях невозможности применения внутренних центраторов монтаж допускается производить с применением наружных центраторов.

6.4.5.8 При монтаже труб под сварку заводские продольные или спиральные швы смещают относительно друг друга не менее чем на 75 мм при номинальном диаметре труб до DN 500 включительно и на 100 мм при номинальном диаметре труб более DN 500.

6.4.5.9 Приварку компенсаторов производят после закрепления участков газопровода на неподвижных опорах.

6.4.5.10 Замыкающий стык между компенсатором и неподвижной опорой не должен находиться в границах компенсатора. Стыковать компенсатор непосредственно с плетью запрещается. К компенсатору с обоих концов пристыковывают одиночные трубы или двухтрубные секции, которые в свою очередь стыкуют с плетью, смонтированной от неподвижной опоры.

6.4.5.11 Укладку плетей газопровода на опоры осуществляют трубоукладчиком или колонной трубоукладчиков. Характеристики трубоукладчиков (грузоподъемность, момент устойчивости, длина стрелы), их количество и схему расстановки принимают в соответствии с ПОС и ППР.

6.4.5.12 При укладке плетей исключают соприкосновения и удары с металлоконструкциями и опорами.

6.4.5.13 Температуру замыкания участков надземного газопровода принимают в соответствии с проектной (рабочей) документацией.

6.4.5.14 Фиксацию опорных частей к неподвижным опорам выполняют с помощью приварки опорной части к оголовку опоры.

6.4.5.15 В случае неполного прилегания опорной части газопровода к оголовку опоры предусматривают установку и приварку подкладок из металлических листов.

6.4.5.16 Перед монтажом газопровода в пределах оголовка опоры приваривают ограничители перемещения газопровода.

6.4.5.17 Надземные участки газопроводов и опорные части защищают от коррозии лакокрасочными покрытиями.

6.4.5.18 Антикоррозионные лакокрасочные покрытия принимают в соответствии с СП 28.13330.2012.

6.4.6 Переходы газопроводов сети газораспределения и газопотребления на пересечениях ими искусственных, естественных преград

6.4.6.1 Работы по бестраншейной прокладке производят в соответствии с ППР, ПОС, проектной (рабочей) документацией и инструкциями по эксплуатации применяемого оборудования.

6.4.6.2 ППР на бестраншейную прокладку должен содержать:

- план прокладки с расположением и привязкой всех размеров рабочего и приемного котлованов и расстояния между ними;

- продольный и поперечный профиль прокладки с нанесением всех насыпей, выемок, водоотводов, лесопосадок, сетей инженерно-технического обеспечения, высотных отметок рабочего и приемного котлованов, рабочей трубы и футляра;

- данные по:

а) основным инженерно-геологическим характеристикам грунтов и гидрологическим условиям;

б) конструкции, креплению, обустройству котлованов и упорной стенки;

в) обеспечению работ системами электроснабжения;

г) оборудованию, используемому при производстве работ.

6.4.6.3 Прокладку газопровода методом ГНБ выполняют в соответствии с проектной (рабочей) документацией и технологическими картами на производство работ.

6.4.6.4 Прокладку газопровода методом прокола (бестраншейная прокладка без извлечения грунта) выполняют:

- путем статического внедрения в грунт гидравлическими домкратами, полиспастными системами и др.;

- с применением ударных устройств - пневмопробойников и др.

6.4.6.5 На газопроводе, расположенном в пределах футляра, монтируют диэлектрические опоры, которые обеспечивают проектное положение газопровода относительно футляра и создают электрическую изоляцию для стального газопровода от блуждающих токов.

6.4.6.6 Сварные стыки плети газопровода перед протаскиванием подвергают физическим методам контроля (радиографическим по ГОСТ 7512, ультразвуковым по ГОСТ Р 55724) и изолируют. Контроль качества сварных соединений проводят в соответствии с 6.5.

6.4.6.7 Протаскивание газопровода внутри футляра с помощью кранов-трубоукладчиков и трактора-тягача или другими механизмами и приспособлениями предусматривают в соответствии с ППР.

6.4.6.8 При протаскивании газопровода в футляр для исключения повреждения изоляции применяют опорно-центрирующие устройства (диэлектрические опоры, спейсеры, кольца и т.п.). Контроль изоляции выполняют в соответствии с 6.7. Повреждение изоляции газопровода при его протаскивании в футляр не допускается.

6.4.6.9 Концы футляров защищают уплотнением (манжета) из диэлектрического водонепроницаемого эластичного материала.

6.4.6.10 При прокладке защитных футляров под автодорогами открытым способом без нарушения интенсивности движения транспорта (с устройством объезда или переезда) до начала работ:

- производство работ согласовывают с заинтересованными организациями в установленном порядке;

- выбирают и обустраивают объездную дорогу или переезд, по которым будет осуществляться движение транспорта;

- устанавливают ограждения, препятствующие движению транспорта и посторонних лиц на участке производства работ;

- устанавливают предупреждающие, запрещающие и предписывающие дорожные знаки, а также световые сигналы, видимые днем и ночью. Места установки всех знаков согласовывают с Государственной инспекцией безопасности дорожного движения;

- наносят в натуре границы разработки дорожной насыпи и рытья траншеи;

- уточняют места расположения подземных коммуникаций совместно с представителями организаций, владеющих этими коммуникациями;

- наносят в натуре границы разборки дорожных покрытий и разрытия насыпи, а также траншей за ее пределами, производят разбивку трассы перехода.

6.4.6.11 Дорожные покрытия вскрывают на величину, превышающую величину разрытия насыпи, указанную в ППР.

Разборку дорожных покрытий допускается вести по линии границы разработки насыпи. Материалы от разобранных дорожных покрытий складируют в специально отведенных местах.

6.4.6.12 После укладки защитного футляра в траншею ее засыпают сначала в пределах насыпи, а затем по всей длине футляра с последующим восстановлением покрытия дороги.

6.4.6.13 На переходах под железными дорогами общей сети и внешними подъездными железнодорожными путями производственных объектов при открытом способе прокладки газопровода выполняют следующие работы:

- производство работ согласовывают с заинтересованными организациями в установленном порядке;

- специализированные организации устанавливают рельсовые пакеты;

- устанавливают сигнальные знаки по ограничению скорости движения;

- производят земляные работы с одновременной установкой креплений стенок траншеи;

- укладывают защитный футляр методом протаскивания. Протаскивание газопровода внутри футляра с помощью кранов-трубоукладчиков и трактора-тягача или другими механизмами и приспособлениями предусматривают в соответствии с ППР;

- на газопровод устанавливают диэлектрические опоры для обеспечения проектного положения относительно футляра и создания электрической изоляции стального газопровода от блуждающих токов.

6.4.6.14 Работы по раскопке насыпи и рытью траншеи выполняют в присутствии представителей службы пути.

6.4.6.15 Устройство креплений предусматривают сверху вниз по мере углубления траншеи.

6.4.6.16 Способы крепления траншеи и порядок выполнения операций по устройству крепления принимают в соответствии с ПОС и ППР.

6.4.6.17 После укладки в траншею защитного футляра траншею засыпают сначала в пределах насыпи, а затем по всей длине футляра. Траншею, в пределах железнодорожного полотна, засыпают песком с тщательным послойным уплотнением. При засыпке траншеи крепления разбирают в обратном порядке (снизу вверх). Толщину слоя засыпки принимают не более 250 - 300 мм. После засыпки траншеи и разборки креплений восстанавливают балластный слой, производят демонтаж рельсовых пакетов и засыпают щебнем углубления в местах размещения несущих шпал.

6.4.7 Переходы газопроводов на пересечениях с подземными сетями инженерно-технического обеспечения

6.4.7.1 Места пересечения газопроводов с подземными сетями инженерно-технического обеспечения уточняют с помощью приборов (трассоискателя, АНПИ, АНТПИ и др.).

Шурфы вскрывают до проектных отметок дна траншеи: шириной, равной ширине траншеи, длиной по 2 м в каждую сторону от места пересечения, и, при необходимости, раскрепляют.

6.4.7.2 Разработку грунта экскаватором или другими землеройными машинами над верхом подземной сети инженерно-технического обеспечения производят не ближе 1 м и не ближе 2 м от боковой стенки. Оставшийся грунт удаляют вручную, без применения ударных инструментов, и с принятием мер, исключающих повреждение сетей при вскрытии.

6.4.7.3 При обнаружении подземных сетей и других сооружений, не обозначенных в проектной документации, земляные работы приостанавливают.

На место производства работ вызывают представителей организаций, эксплуатирующих эти сети и сооружения. Указанные места ограждают с целью исключения повреждения сетей и сооружений.

6.4.7.4 В местах пересечения с водопроводом, газопроводом, теплопроводом (при бесканальной прокладке) для защиты этих трубопроводов от повреждения и провисания предусматривают мероприятия в соответствии с ППР.

Вскрытые электрические кабели и кабели связи защищают от механических повреждений и провисания с помощью футляров из разрезных полиэтиленовых или металлических труб, подвешиваемых к деревянному брусу.

Хризотилцементные (асбестоцементные) и керамические трубы заключают в деревянные короба из досок толщиной 30 - 50 мм и подвешивают к деревянному брусу. Концы бруса должны перекрывать траншею не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.

6.4.7.5 Укладку газопровода на переходе через подземные сети инженерно-технического обеспечения производят продольным перемещением секции (трубы) в траншее под сетями или соединяют одиночные трубы в нитку непосредственно на дне траншеи.

6.4.7.6 Прокладку газопровода через водные преграды ГНБ выполняют в соответствии с технологическими картами.

6.4.7.7 Методы и сроки производства работ при сооружении подводных переходов в пределах русла водной преграды согласовывают с организациями, их эксплуатирующими, Федеральным агентством по рыболовству и другими заинтересованными организациями.

6.4.7.8 Строительство подводных переходов выполняют до подхода механизированных колонн с опережением графика строительства газопровода.