СП 483.1325800.2020 «Трубопроводы промысловые из высокопрочного чугуна с шаровид»

4.1Сокращения

В настоящем своде правил применены следующие сокращения:

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;

ВИС - внутритрубный инспекционный снаряд;

ГВВ - горизонт высоких вод (ГВВ 10 %-ной обеспеченности означает, что такой уровень достигается раз в 10 лет);

ГЖС - газожидкостная смесь;

ГНБ - горизонтальное направленное бурение;

КИП - контрольно-измерительный пункт;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КСС - контрольное сварное соединение;

ЛЭП - линия электропередачи;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

НС - насосная станция;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

4.2Обозначения

В настоящем своде правил применены следующие обозначения:

BPC - конфигурация уплотнительного резинового кольца;

DN - номинальный диаметр труб и соединительных деталей, мм;

PN - номинальное давление, МПа;

НВ - твердость металла по Бринеллю;

RJ - раструбно-замковое соединение труб и соединительных деталей;

TYTON - конфигурация уплотнительного резинового кольца.

6.1Общие требования

Применение материалов и изделий, не имеющих сопроводительных документов, подтверждающих соответствие их требованиям технических регламентов и других нормативных документов, не допускается.

Таблица 6.1 Определение степени коррозионного воздействия среды по отношению к материалу труб и деталей

• при увеличении скорости потока свыше 1,5 м/с;
• при увеличении содержания взвешенных частиц свыше 150 мг/дм³ ;
• при повышении температуры среды свыше 60 °С.

Приближенные данные по степени воздействия нефтяных сред на нефтепромысловые трубопроводы из ВЧШГ в зависимости от концентрации агрессивных компонентов приведены в таблице 6.3. Присутствие в среде нескольких агрессивных компонентов в пределах указанных концентраций увеличивает степень воздействия на одну ступень.

Таблица 6.2 Степень агрессивного воздействия водных сред на нефтепромысловые трубопроводы из ВЧШГ

Таблица 6.3 Степень агрессивного воздействия нефтяных сред на нефтепромысловые трубопроводы из ВЧШГ

Допустимая температура окружающей среды при проведении погрузочноразгрузочных работ и транспортировании труб и соединительных деталей трубопроводов без и с нанесенными противокоррозионными покрытиями: от минус 40 °С до плюс 40 °С, от минус 50 °С до плюс 40 °С - для труб и фитингов, предназначенных для условий Крайнего Севера.

Транспортирование, погрузочно-разгрузочные работы и хранение труб и фитингов следует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 10692 и технических условий предприятия-изготовителя.

Строительно-монтажные и ремонтные работы на трубопроводах из ВЧШГ следует проводить при температурах окружающей среды от минус 30 °С до плюс 40 °С.

6.2Трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом для сооружения трубопроводов

Требования к стальным трубам и соединительным деталям, технологии их монтажа, правила эксплуатации приведены в СП 284.1325800 и [24].

Сварку допускается применять:

• в заводских условиях - для изготовления соединительных деталей (отводы, тройники);
• в трассовых условиях - для исправления дефектов и при монтаже участков, содержащих стальные элементы.

6.3Трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом с соединением типа RJ

d 1 -габаритный диаметр кольца ; h - ширина уплотнительной части

Рисунок 6.1 -Уплотнительное резиновое кольцо типа ВРС

d1 - габаритный диаметр кольца; d2 - диаметр уплотнительной части

Рисунок 6.2 - Уплотнительное резиновое кольцо типа TYTON

Рисунок 6.3 - Раструбная труба под соединение типа RJ

1 - стопор; 2 - кольцевой валик; 3а - уплотнительное кольцо типа BPC; 3б - уплотнительное кольцо типа TYTON; 4 - внутреннее защитное покрытие

Рисунок 6.4 Раструбно-замковые соединения типа RJ с уплотнительным кольцом типа ВРС ( а ) и с уплотнительным кольцом типа TYTON ( б )

Рисунок 6.5 - Допустимый угол поворота осевых линий труб в соединении типа RJ ( а ) и искривление участка трубопровода за счет поворотов на стыках ( б )

Таблица 6.4 Характеристики соединения типа RJ при изгибе

К выбирается из ряда целых чисел в соответствии с ГОСТ Р 57430.

• временное сопротивление σв, МПа (кгс/мм² ) …………… 420 (42);
• предел текучести σт, МПа (кгс/мм² ) ………………………. 300 (30);
• относительное удлинение δ, % …………………………….. 10,0;
• ударная вязкость, кгс·м/см² ……………………………… 3,0.

Твердость металла труб согласно ГОСТ Р 57430 не должна превышать 230 НВ.

Таблица 6.5 Химический состав металла труб и соединительных деталей

Таблица 6.6 Заводское испытательное гидравлическое давление труб из ВЧШГ

Примечание - Значения заводского испытательного гидравлического давления указаны для максимального допустимого рабочего давления трубопровода.

Время выдержки заводского испытательного гидравлического давления с одновременным видеоконтролем должно составлять от 25 до 30 с.

Раструбно-замковое соединение труб должно выдерживать заводское испытательное гидравлическое давление не менее заводского испытательного гидравлического давления труб соответствующего диаметра.

• грунтовка на основе синтетической смолы;
• эпоксидная композиция по ГОСТ Р 57430;
• полиуретан по ГОСТ Р 57430;
• клейкие полимерные ленты по ГОСТ Р 57430;
• полиэтиленовый рукав.

Нанесение дополнительных покрытий на трубы возможно без цинковой основы. Трубы могут поставляться без внешних защитных покрытий. Тип наружного покрытия определяется проектом.

• цементно-песчаное покрытие из глиноземистого цемента по ГОСТ 969;

СП 483.1325800.2020

• химически стойкие к газу, нефти и пластовым водам эпоксидные композиции или полиуретановые материалы по ГОСТ Р 57430.

• знака предприятия-изготовителя;
• номинального диаметра DN;
• номера ковша;
• года и даты изготовления;
• обозначения материала - чугуна с шаровидной формой графита (GGG) по ГОСТ Р 57340.

Дополнительная маркировка (ссылка на стандарт, обозначение класса) наносится несмываемой краской на внешней поверхности трубы.

6.4Стопоры и уплотнительные кольца для соединений типа RJ

6.5Соединительные детали для соединений типа RJ

• при необходимости использования нестандартных соединительных деталей;
• переходе трубопровода с чугуна на сталь;
• выполнении ремонтных работ на трубопроводе.

• с раструбной частью с одной стороны и гладким концом - с другой;
• с фланцем с одной стороны и гладким концом - с другой;
• с раструбными частями с двух или трех (для тройников) сторон;
• с гладким концом со всех сторон.

Таблица 6.7 Наименования и обозначения литых соединительных деталей из ВЧШГ

СП 483.1325800.2020

Примечание - Колено - отвод, соответствующий углу поворота оси на 90°.

• временное сопротивление σв, МПа (кгс/мм² ) …………… 420 (42);
• предел текучести σт, МПа (кгс/мм² ) ………………………. 300 (30);
• относительное удлинение δ, % …………………………….. 5,0;
• ударная вязкость, кгс·м/см² ……………………………… 3,0.

Твердость металла на наружной поверхности изделий согласно ГОСТ Р 57430 не должна превышать 250 НВ.

• с раструбной частью с одной стороны и гладким концом - с другой;
• с фланцем с одной стороны и гладким концом - с другой;
• с раструбными частями с двух или трех (для тройников) сторон;
• с раструбной частью, фланцем и гладким концом (для тройников).

Таблица 6.8 Наименования и обозначения сварных соединительных деталей из ВЧШГ

СП 483.1325800.2020

• временное сопротивление σ в, МПа (кгс/мм² ), не менее …… 400 (40);
• твердость в околошовной зоне, НВ, не более ……………… 230;
• угол загиба α, не менее …………………………………….. 18°.

СП 483.1325800.2020 Таблица 6.9 -Заводское испытательное гидравлическое давление соединительных деталей из ВШЧГ

Примечание - Значения заводского испытательного гидравлического давления указаны для максимального допустимого рабочего давления трубопровода.

Время выдержки под испытательным давлением литых деталей из ВЧШГ составляет от 25 до 30 с. Соединительная часть считается выдержавшей испытание при отсутствии падения давления, видимых протечек и отпотевания.

Время выдержки под испытательным давлением сварных деталей, выполненных из заготовок труб по ГОСТ Р 57430, составляет от 10 до 15 мин. Соединительная часть считается выдержавшей испытание при отсутствии видимых протечек и отпотевания.

Литые и сварные детали соединительных частей типа RJ должны выдерживать заводское испытательное гидравлическое давление не менее заводского испытательного гидравлического давления соединительной детали в соответствии с таблицей 6.9.

СП 483.1325800.2020

• для DN 80-200 - в пределах допуска наружного диаметра;
• для DN 250-500 - не более 1 % наружного диаметра.

• товарного знака предприятия-изготовителя;
• номинального диаметра DN ;
• условного обозначения соединительной детали;
• года выпуска (допускается указывать две последние цифры);
• обозначения материала соединительной детали - чугуна с шаровидной формой графита по ГОСТ Р 57430;
• номинального давления PN для фланцев, МПа.

Обозначение номинального давления РN для фланцев допускается выполнять штамповкой, дополнительная маркировка (ссылка на стандарт, обозначение класса) наносится несмываемой краской.

• номинального диаметра трубы или соединительной части, для которых он предназначен ( DN , допускается нанесение только цифрового обозначения);
• конструктивной особенности - левый (Л) или правый (П).

6.6Стальные трубы и соединительные детали

6.7Запорно-регулирующая арматура

6.8Закрепление трубопроводов против всплытия

СП 483.1325800.2020 утяжеляющие навесные или кольцевые одиночные грузы, балластирующие грузы с использованием грунта и анкерные устройства по техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

1 - полукольцо; 2 - гайка; 3 - шпилька; 4 - шайба; 5 - строповочная петля

Рисунок 6.6 - Железобетонный сборный кольцевой утяжелитель

1 - чугунный полугруз; 2 - шайба; 3 - гайка; 4 - болт; B - ширина; d - диаметр отверстия; H - высота; R - наружный диаметр; r 1 -диаметр паза; r 2 - внутренний диаметр; L - длина Рисунок 6.7 - Чугунный кольцевой утяжелитель

1 - железобетонный блок; 2 - верхний мягкий соединительный пояс (МСП); 3 - нижний МСП; 4 - балластируемый трубопровод; D тр - диаметр трубы Рисунок 6.8 - Железобетонный утяжелитель охватывающего типа

b - размер в плане; d тр - диаметр трубопровода

Рисунок 6.9 - Контейнерный текстильный бескаркасный утяжелитель

6.9Противокоррозионные покрытия трубопроводов

Целесообразность применения конкретного типа и конструкции защитного покрытия определяется в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта, как основного параметра, определяющего коррозионную агрессивность.

Таблица 6.10 Наружные защитные покрытия труб из ВЧШГ

Примечания

• 1 Под максимальной температурой эксплуатации понимается максимальная температура транспортируемой среды.
• 2 Допускается разброс толщины покрытия в пределах 20 %.
• 3 При наличии покрытий заводского нанесения не требуется нанесение дополнительного покрытия в трассовых условиях.

• а) ниже уровня грунтовых вод:
• при электрическом сопротивлении грунтов более 25 Ом·м - цинковое покрытие с завершающим покрытием на основе синтетических смол (полимеров);
• при электрическом сопротивлении грунтов более 15 Ом·м - цинковое покрытие с завершающим покрытием на основе синтетических смол (полимеров) плюс полиэтиленовый рукав или цинковое покрытие с завершающим эпоксидным покрытием;
• при электрическом сопротивлении грунтов более 5 Ом·м - сплав цинка с алюминием с завершающим эпоксидным покрытием;
• при электрическом сопротивлении грунтов менее 5 Ом·м - армированные покрытия (экструдированный полиэтилен, полиуретан, клейкие ленты); б) выше уровня грунтовых вод:
• при электрическом сопротивлении грунтов более 15 Ом·м - цинковое покрытие с завершающим покрытием на основе синтетических смол (полимеров);
• при электрическом сопротивлении грунтов более 10 Ом·м - цинковое покрытие с завершающим покрытием на основе синтетических смол (полимеров) плюс полиэтиленовый рукав или цинковое покрытие с завершающим эпоксидным покрытием;
• при электрическом сопротивлении грунтов более 5 Ом·м - сплав цинка с алюминием с завершающим эпоксидным покрытием;
• при электрическом сопротивлении грунтов менее 5 Ом·м - армированные покрытия (экструдированный полиэтилен, полиуретан, клейкие ленты).

Таблица 6.11 Типы внутренних защитных покрытий труб из ВЧШГ

Окончание таблицы 6.11

6.10Тепловая изоляция

Материал и толщина теплоизоляционного слоя определяются теплотехническим расчетом обеспечения необходимой температуры трубопровода при транспортировании жидких сред. Расчет проводится с учетом следующих параметров:

• характеристика транспортируемого продукта;
• метод прокладки трубопроводов;
• климатические условия в районе строительства объекта;
• технологический режим трубопровода;
• возможные остановки работы трубопровода;
• наличие путевого обогрева и его характеристики;
• свойства теплоизоляционного материала;
• другие требования.

10.1Общие требования

При агрессивности среды, вызывающей внутреннюю коррозию со скоростью 0,2 мм в год и выше, следует применять трубы с внутренним защитным покрытием.

Целесообразность применения средств борьбы с наружной коррозией путем использования антикоррозионных изоляционных материалов, средств ЭХЗ в каждом конкретном случае должна быть обоснована в проектной документации.

Места установки узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств должны быть ограждены, иметь освещение, к ним должен быть обеспечен подъезд автотранспорта.

В отдельных случаях при соответствующем обосновании допускается не предусматривать устройств пуска и приема очистных и диагностических устройств (например, при незначительной протяженности трубопровода и др.).

10.2Размещение запорной и другой арматуры

• в начале каждого ответвления на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;
• на входе и выходе трубопроводов из головных сооружений на расстоянии от границ территории площадок не менее:
• диаметром менее 500 до 300 мм включительно - 300 м,
• диаметром менее 300 мм - 100 м;

СП 483.1325800.2020

• при наличии в пределах этих расстояний устройств для приема и запуска очистных и диагностических устройств дополнительная установка запорной арматуры необязательна;
• на обоих концах перехода трубопровода через водные преграды в зависимости от рельефа трассы с каждой стороны перехода в целях исключения поступления транспортируемого продукта в водоем (река, озеро, канал, искусственный водоем), установка запорной арматуры должна быть на отметках выше ГВВ 10 %-ной обеспеченности;
• на обоих концах участков трубопроводов, проходящих на отметках выше населенных пунктов, зданий и сооружений, в том числе железных дорог, на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности и необходимости обеспечения безопасности объектов;
• при переходе водной преграды шириной по зеркалу воды в межень более 10 м и глубиной более 1,5 м;
• на обоих берегах болот типа III протяженностью более 500 м включительно.

10.3Подземная прокладка трубопроводов

Таблица 10.1 -Минимальное заглубление трубопроводов до верхней образующей при траншейном способе прокладки

СП 483.1325800.2020

• для пресной воды - согласно СП 31.13330;
• пластовых и сточных вод - в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий [14].

Допускается уменьшить глубину прокладки трубопроводов на основании теплотехнических расчетов, применения дополнительных мероприятий (например, теплоизоляция).

При балластировке трубопроводов железобетонными и чугунными утяжелителями ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения

СП 483.1325800.2020 расстояния между низом и стенкой траншеи не менее 0,2 м. Кроме того, ширина траншеи по дну при балластировке трубопровода должна быть не менее 2,2 DN .

Такое же расстояние должно быть между трубопроводами, укладываемыми в одной траншее.

При применении в скальных и мерзлых грунтах взрывного способа рыхления подсыпка из мягких грунтов должна быть толщиной не менее 20 см над выступающими частями основания под трубопроводы. Применяемый грунт не должен содержать мерзлые комья, щебень, гравий размером более 5 см в поперечнике.

Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом толщиной слоя 20 см или применением при засыпке защитных материалов и конструкций.

Если проектом не предусмотрено применение изоляционного защитного наружного покрытия, то допускаются укладка трубопровода в траншею без подготовки дна траншеи и засыпка трубопровода без предварительной присыпки мягким грунтом.

10.4Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов

Первый слой на 25-30 см выше естественных отметок поверхности земли отсыпают самосвалами, разгружающими материал отсыпки на берегу болота, затем бульдозерами его сдвигают в сторону наращивания насыпи вдоль трассы.

После отсыпки первого слоя на полную длину насыпи сооружают второй слой до проектной отметки низа трубы с последующим уплотнением.

Третий слой до проектной отметки насыпают после полной осадки насыпи.

Обваловку трубопровода проводят минеральным грунтом насыпи (с присыпкой мягким или мелкогранулированным грунтом) или торфяным грунтом с последующей обсыпкой минеральным грунтом.

СП 483.1325800.2020

• по верху насыпи - не менее 1,5 DN ;
• высотой над трубопроводом - 0,8 м;
• с откосами - не менее углов естественного откоса грунта, но не менее 1:1,25.

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

10.5Надземная прокладка трубопровода

СП 483.1325800.2020 тепловых расширений в пределах рабочих температур трубопровода.

При использовании других технологий соединения (например, фланцевые) необходимо предусмотреть устройство компенсатора или обосновать возможность его исключения.

Высота прокладки надземного трубопровода от поверхности земли до низа трубопровода принимается не менее 0,5 м; в местах свободного прохода людей - 2,5 м; на путях миграции крупных животных - 3,0 м; при пересечении автомобильных дорог - в соответствии с требованиями СП 18.13330.

• при пересечении оврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня ГВВ 5 %-ной обеспеченности;
• при пересечении несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,5 м до уровня воды 1 %-ной обеспеченности и наивысшего горизонта ледохода;
• при пересечении судоходных и сплавных рек -не менее значения, установленного нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

• до подошвы откоса насыпи - не менее 5 м;
• до бровки откоса выемки - не менее 3 м;
• до крайнего рельса железной дороги - не менее 10 м.

Данное требование распространяется для основной подземной прокладки трубопровода в местах перехода на надземную прокладку, на переходах через препятствия, для исключения возможности перехода людей по трубопроводу через препятствие.

10.6Прокладка трубопроводов в многолетнемерзлых, пучинистых и просадочных грунтах

СП 483.1325800.2020

СП 47.13330.

10.7Прокладка трубопроводов в сейсмоактивных районах

Конструкции опор должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения

Допускается подземная прокладка трубопровода в зоне активных тектонических разломов. Необходимо соблюдать следующие параметры траншеи: откосы - не менее 1:2, должны быть выполнены подсыпка и присыпка толщиной не менее 0,3 м крупнозернистым песком, торфом и т. д. на всей протяженности длины участка перехода трубопровода через разлом.

Длина участка перехода трубопровода через зону активного тектонического разлома принимается равной ширине разлома плюс 100 м в каждую сторону от границ разлома.

СП 483.1325800.2020

11.1Общие требования

11.2Переходы трубопроводов через водные преграды и болота

Трубопроводы с жидкими сероводородсодержащими средами при переходе через водные преграды в русловой части рек и в границах отметок зеркала озер должны прокладываться в виде воздушного перехода в защитном футляре, равнопрочном рабочему трубопроводу.

• для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;
• для однониточных переходов - участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10 %ной обеспеченности.

СП 483.1325800.2020 предусматривать перпендикулярным к динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами.

При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы трубопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в СП 284.1325800.2016 (таблица 7). Должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы и пожарную безопасность подводных переходов.

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

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода следует принимать не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

При сооружении переходов «труба в трубе» и прокладке защитного кожуха сооружение резервной нитки не требуется.

При параллельной прокладке двух трубопроводов через преграду методом ГНБ расстояние в плане между осями этих трубопроводов должно быть не менее 10 м.

Минимальные расстояния между осями трубопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть не менее 30 м.

Минимальное расстояние между осями параллельных трубопроводов на участках подводных переходов трубопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной до 25 м, а также прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части трубопровода.

Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, то следует предусматривать:

• на русловом участке перехода - кольцевые грузы, конструкция которых должна обеспечивать надежное их крепление к трубопроводу для укладки трубопровода способом протаскивания по дну;

СП 483.1325800.2020

• на пойменных участках - одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами.

Крутизну откосов подводных траншей для укладки трубопроводов следует назначать в зависимости от свойств грунта, аналогично строительству стальных трубопроводов, в соответствии с требованиями СП 86.13330.

Ширина укрепляемой полосы берега должна определяться проектом в зависимости от геологических и гидрологических условий, но не менее ширины раскрытия траншеи в урезе с запасом по 10 м в каждую сторону от оси.

При соответствующем обосновании в качестве исключения допускается укладка трубопроводов на поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должны быть обеспечены прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток. Расчет продольного усилия приведен в СП 66.13330.

11.3Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

• открытым способом, при котором трубопровод укладывается в траншею, устроенную в насыпи дороги с перекрытием движения транспорта и устройством объезда для движения транспорта;
• закрытым способом, без перекрытия движения транспорта, для укладки футляра (кожуха) через дороги применяют методы бестраншейной проходки.

Открытый способ используется там, где возможно временное прекращение движения транспорта или устройство временных объездов, то есть на дорогах с низкой интенсивностью движения.

Закрытый способ (бестраншейная проходка) применяется без ограничений, независимо от категории дорог, интенсивности движения транспорта, категории грунтов и диаметра трубопроводов.

При закрытом способе прокладки кожухов (футляров) применяются технологии прокола или ГНБ. В полученный канал протаскивается готовая плеть.

СП 483.1325800.2020 обосновании в выемках дорог.

Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

• при прокладке трубопровода через железные дороги от осей крайних путей - 50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки, от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) - 3 м;
• при прокладке трубопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров, устанавливаемые на участках переходов трубопроводов через автомобильные дороги категорий III, III-п, IV-п, IV и V, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

СП 483.1325800.2020

В последнем случае кабель связи или крепится к футляру трубопровода с наружной стороны, или помещается в защитном футляре.

20 - до стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных дорог;

30 - до труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах.

12.1Общие требования

Если трубопровод целиком смонтирован с применением труб из ВЧШГ, то для его защиты от коррозии достаточно использовать изоляционное покрытие нормального типа независимо от условий прокладки и эксплуатации.

Если трубопровод из ВЧШГ имеет стальные элементы или участки, то в зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации средства защиты от подземной и атмосферной коррозии должны соответствовать требованиям 6.9, ГОСТ Р 51164 и ГОСТ 9.602.

Противокоррозионная защита независимо от условий прокладки и эксплуатации трубопроводов, а также материалов, из которых трубопровод смонтирован, должна обеспечивать их безотказную работу в течение всего срока эксплуатации трубопровода.

12.2Защита трубопроводов от почвенной коррозии

ГОСТ Р 51164.

12.3Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

12.4Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

СП 483.1325800.2020 изоляционное защитное покрытие, то, как правило, применение ЭХЗ не требуется.

• если грунты обладают удельным электрическим сопротивлением менее 0,5 Ом·м;
• если существует опасное влияние блуждающих постоянных и переменных токов;
• при наличии достаточной электрической проводимости трубопровода в продольном направлении.

12.5Тепловая изоляция

• для обеспечения заданной температуры транспортируемого продукта в соответствии с нормативными документами при транспортировании его в зимних условиях (высокопарафинистая нефть, обводненная нефть, вода и другие жидкие среды);
• исключения пучения или осадки грунтов;
• обеспечения сохранности окружающей среды.

Разрешается выполнять теплоизоляцию надземных трубопроводов из горючих материалов при условии устройства противопожарных перемычек из негорючих материалов. Для подземных трубопроводов выбор материала теплоизоляции не нормируется.

При строительстве надземных трубопроводов в негорючей оболочке допускается противопожарные вставки не предусматривать.

Тепловая защита труб, элементов и узлов трубопровода в местах расположения опор и участков для измерений и контроля поверхности трубопроводов может выполняться как с применением сборных и съемно-разъемных теплоизоляционных конструкций, так и нанесением теплоизоляционного покрытия в трассовых условиях.

При прокладке подземных участков трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов допускается применение сборных теплоизоляционных конструкций.

12.6Требования к внутреннему защитному покрытию труб и соединительных деталей

СП 483.1325800.2020

13.1Общие требования

При организации строительства в целях обеспечения требуемого качества должны строго соблюдаться технологии производства работ, предусмотренные рабочей документацией и проектом производства работ.

Организационно-техническая подготовка строительства трубопроводов должна соответствовать требованиям настоящего раздела и СП 284.1325800.2016 (раздел 15).

13.2Транспортирование и хранение труб и соединительных деталей

СП 483.1325800.2020 труб должны предусматриваться меры, исключающие механическое повреждение труб и наружного защитного покрытия.

13.3Организация входного контроля

• внешний осмотр всей партии труб, соединительных деталей, узлов трубопроводов, арматуры (100 %);
• инструментальный контроль 5 % партии выборочно (но не менее 5 шт.). Если количество труб, соединительных деталей, узлов трубопроводов, арматуры в партии меньше 5 шт., то проверяют все.

13.4Входной контроль труб и соединительных деталей из ВЧШГ

• номинальные размеры труб (условный проход, класс толщины стенки, общая длина в метрах);
• наименование предприятия-изготовителя труб;
• обозначение стандарта или другого нормативного документа, по которому изготовлены трубы;
• год изготовления труб;
• номер партии и входящие в нее номера плавок и номера труб;
• результаты механических испытаний металла труб, входящих в данную партию;
• значение давления заводского гидравлического испытания;
• химический состав металла;
• виды внешнего и внутреннего покрытия;
• тип, материал и количество уплотнительных колец.

• наличие маркировки и соответствие ее имеющимся документам о качестве или паспортам;
• отсутствие недопустимых вмятин, задиров, механических повреждений, металлургических дефектов и коррозии в соответствии с ГОСТ Р 57430;
• отсутствие на торцах труб забоин и вмятин;
• отсутствие видимых механических повреждений на внутреннем и внешнем защитных покрытиях.

• длина;
• наружный диаметр и овальность;
• внутренний диаметр;
• кривизна;
• толщина стенки;
• кольцевой валик на гладком конце трубы;
• размеры поверхностных дефектов.

• они соответствуют требованиям нормативных документов заводаизготовителя, имеют заводскую маркировку и документы на поставку, подтверждающие соответствие требованиям нормативных документов, по которым они изготовлены;
• отсутствуют дефекты недопустимых форм и размеров;
• на защитных покрытиях отсутствуют повреждения.

Трубы, имеющие по результатам входного контроля дефекты, превышающие допустимые, отбраковываются и возвращаются поставщику с предъявлением рекламации.

Таблица 13.1 Поверхностные дефекты уплотнительных колец

СП 483.1325800.2020

13.5Подготовительные работы

• разбивку и закрепление пикетажа, детальную геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы, выноску пикетов за ее пределы;
• расчистку строительной полосы от леса и кустарника;
• снятие плодородного слоя земли;
• планировку строительной полосы, уборку валунов;
• осушение строительной полосы, ее промораживание или защиту от промерзания в зависимости от грунтовых условий;
• строительство временных дорог и технологических проездов;
• устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ.

15.1Монтаж трубопровода

• наружная поверхность гладкого конца трубы очищается от посторонних предметов и загрязнений с помощью щетки и шпателя;
• наружная поверхность гладкого конца трубы до наплавленного валика (особенно тщательно - фаска) покрывается смазкой (техническим вазелином или аналогичным покрытием), поставляемой предприятием - изготовителем трубной продукции;
• внутренняя поверхность раструба трубы (особенно тщательно -паз для уплотнительного кольца) очищается от посторонних предметов и загрязнений с помощью щетки и скребка;
• в кольцевой паз раструба вкладывается уплотнительное кольцо с проверкой правильности размещения его гребня (рисунок 15.2);
• внутренняя поверхность уплотнительного кольца покрывается смазкой, следует избегать стекания смазки под наружную поверхность уплотнительного кольца;
• монтируемая труба подается к ранее уложенной трубе, центрируется по конусной поверхности уплотнительного кольца и с помощью монтажного приспособления или ломика (при малом диаметре труб) вводится в раструб. а а - очистка и смазка наружной поверхности гладкого конца трубы; б - очистка раструба; в - установка уплотнительного кольца в раструб; г - смазка внутренней поверхности уплотнительного кольца; д - стыковка труб и установка правого стопора; е - установка левого стопора с фиксацией стопорной проволокой; ж - смонтированное соединение

Рисунок 15.1 - Порядок монтажа труб с соединением типа RJ

Рисунок 15.2 - Укладка уплотнительного кольца

Демонтаж проводят с помощью двух замковых штанг (рисунок 15.3, д ).

а лом и деревянный брусок; б петля и вильчатая штанга; в - петля и тросовая тяга; г экскаватор и деревянный брусок; д две замковые штанги

Рисунок 15.3

• Монтаж труб с соединением типа RJ

• вставить правый стопор в выемку раструба и провернуть его вправо до упора;
• вставить левый стопор в выемку раструба и провернуть его влево до упора;
• стопорную проволоку загнуть внутрь выемки раструба.

Для облегчения установки стопоров допускается проводить их монтаж без снятия усилия от монтажного приспособления.

В случае повторного соединения труб используют новое уплотнительное кольцо.

После укорачивания трубы на гладком конце восстанавливают валик методом наплавки электродуговой сваркой с соблюдением требований приложения А. Технология наплавки валика приведена на рисунке 15.4.

Примечание - Сварку желательно выполнять между отметками А и В, придерживаясь этого рабочего участка путем вращения трубы.

Рисунок 15.4 - Технология наплавки валика

• электрический сварочный аппарат постоянного тока, дающий ток не менее 160 А;
• электрическая шлифовальная машинка;
• медное направляющее кольцо для позиционирования шва шириной от 25 до 35 мм и толщиной 5 мм.

При отрицательных низких температурах окружающего воздуха, сварочные работы проводят в закрытом отапливаемом помещении (ремонтная база).

• отмечают место наплавки валика на гладком конце трубы с помощью медного кольца;
• тщательно зачищают участок шириной 25 мм для наплавки валика. Зачистка не должна снижать толщину стенки трубы на значение, превышающее минусовой допуск;
• устанавливают и зажимают медное кольцо непосредственно за местом будущего валика. После того как кольцо будет установлено и зажато болтами, его необходимо слегка обстучать молотком для обеспечения плотного прилегания к трубе;
• наплавляют валик по краю медного кольца в один проход покрытыми электродами диаметром 3-4 мм. Наплавка выполняется в направлении снизу вверх преимущественно в нижнем положении (на верхней части поверхности трубы). Это обеспечивается периодическим вращением трубы в процессе наплавки;
• после окончания наплавки зачищают валик (буртик) от шлака и проводят восстановление внешнего защитного покрытия.

15.2Укорачивание трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом

Рисунок 15.5 - Маркировка для калиброванных труб

Рисунок 15.6 - Резка трубы из ВЧШГ

Перед тем как резать трубу, необходимо измерить ее внешний диаметр на месте реза, чтобы убедиться, что он соответствует размерам гладкого конца.

После отрезания необходимо с помощью шлифовальной машинки снять фаску и подготовить к стыковке гладкий конец отрезанной трубы.

15.3Восстановление формы трубы

• лебедка со стальным тросом;
• седло поддержки с направляющим шкивом для веревки;
• пластина основания с двумя направляющими шкивами.

После восстановления формы проводят сборку трубопровода, не удаляя оборудование, чтобы избежать влияния упругой деформации трубы. б

Рисунок 15.7 - Восстановление окружности с помощью лебедки ( а ) и домкрата ( б )

• гидравлический домкрат;
• брусок или регулируемая поддержка;
• две покрытые резиной пластины основания соответствующего размера.

Перед сборкой трубопровода оборудование необходимо удалить.

15.4Ремонт внутреннего покрытия

• участок меньше, чем 0,1 м² ;
• длина меньше, чем четверть длины окружности трубы;
• отсутствует локальная деформация трубы.

В противном случае необходимо отрезать поврежденный участок трубы.

Для проведения ремонта внешнего цементно-песчаного покрытия применяют песчано-цементный раствор согласно таблице 15.1.

СП 483.1325800.2020

Таблица 15.1 Состав для ремонта внутреннего цементно-песчаного покрытия

Примечание - Мелкозернистый песок получают при просеивании через сито с ячейками размером 0,20 мм.

Место дефекта смачивают тонким слоем жидкого стекла флейцевой кистью.

Раствор наносят в трубу на место дефекта с помощью резиновой перчатки, уплотняют, заглаживают и затем затирают флейцевой кистью. После затирки место дефекта покрывают тонким слоем жидкого стекла.

Воду добавляют в цемент. Раствор вручную перемешивают до получения однородной консистенции, что позволяет его ровно укладывать на ремонтируемую поверхность. Наличие комков в растворе не допускается.

Место дефекта смачивают тонким слоем жидкого стекла. Ремонтный раствор наносят в трубу на место дефекта с помощью резиновой перчатки, уплотняют, заглаживают и затирают флейцевой кистью.

15.5Ремонт наружного защитного покрытия

Наружное защитное покрытие после восстановления должно быть сухим, ровным, без сорности и посторонних включений.

• для нанесения покрытия проводят подготовку поверхности трубы. Отслоения (вздутия), подтеки и другие дефекты покрытия должны быть удалены любым способом, обеспечивающим чистоту поверхности от загрязнения и остатков покрытия в соответствии с требованиями нормативных документов, технической документации и технических условий предприятия-изготовителя;
• исправление проводят нанесением слоя покрытия вручную кистью или краскопультом;
• слой покрытия наносят перекрывающимися параллельными полосами с перекрытием в 1/3 полосы. Для уменьшения разнотолщинности слой покрытия наносят полосами, расположенными перпендикулярно к полосам предыдущего слоя.

15.6Ремонт дефектных участков трубопровода

Демонтаж и ремонт участков трубопроводов с применением фланцевых соединений проводят с соблюдением правил безопасности, требования к которым приведены в [24].

• вырезают дефектный участок трубы. Края трубы обрабатывают и наносят антикоррозионную защиту;
• ослабляют гайки на шпильках, снимая усилие на резиновые уплотнители, устанавливают ремонтные части на левый и правый конец ремонтируемого участка трубопровода;
• отрезают новую трубу необходимой длины и устанавливают ее соосно с ремонтируемой трубой;
• перемещают компенсационный двойной раструб так, чтобы стыки труб были посредине (между резиновыми уплотнителями) и затягивают гайки на шпильках.

Процесс ремонта участка трубопровода с помощью компенсационного двойного раструба приведен на рисунке 15.8.

• вырезают дефектный участок трубы. Края трубы обрабатывают и наносят антикоррозионную защиту;
• извлекают из раструба оставшийся правый кусок трубы. Смазывают ее поверхность смазкой для лучшего перемещения муфты по поверхности и устанавливают на него надвижную муфту с уплотнительными кольцами;
• участок трубы с надвижной муфтой устанавливают в раструб трубы с правой стороны трубопровода. Надвижную муфту передвигают влево.

Процесс ремонта участка трубопровода с помощью надвижной муфты приведен на рисунке 15.9.

Рисунок 15.8 -Ремонт участка трубопровода с помощью компенсационного двойного раструба

Рисунок 15.9 - Ремонт участка трубопровода с помощью надвижной муфты

Установка свертной муфты на трубопровод допускается как временная мера для предотвращения растекания жидкости до начала основных ремонтных работ.

Рисунок 15.10 - Ремонт участка трубопровода с помощью свертной муфты 16 Контроль качества монтажа трубопроводов

• 16.1 Для обеспечения требуемого качества монтажа трубопроводов из ВЧШГ проводят следующий контроль:
• проверку квалификации персонала;
• входной контроль качества труб, элементов трубопроводов, конструкций и материалов;
• технический осмотр строительных техники и оборудования (гидрофицированной установки, крана-трубоукладчика, трактора-буксировщика, строп, траверс и т. д.);
• систематический операционный контроль качества сборки и монтажа;
• 100 %-ный визуальный контроль соединений, измерительный контроль геометрических параметров;
• испытания собранных стыков в составе трубопровода на прочность и герметичность.
• 16.2 Технология монтажа трубопроводов с соединениями типа RJ не

СП 483.1325800.2020 предполагает использования сложного оборудования. Контроль качества монтажа осуществляется путем проверки положения резинового кольца и стопоров.

18.1Общие положения

18.2Разработка траншей

При укладке нескольких труб в одной траншее такое же расстояние должно быть

СП 483.1325800.2020 между параллельными трубопроводами.

• разработку траншей на участках со спокойным рельефом местности, на отлогих возвышенностях, на участках с плотными, нескальными и мерзлыми грунтами целесообразно вести экскаваторами непрерывного действия;
• разработку траншей на участках с выраженной холмистой местностью (или сильно пересеченной), прерывающейся естественными преградами, сложенных мягкими грунтами с включением валунов, повышенной влажности грунтов, обводненных грунтов, под многониточные трубопроводы целесообразно вести одноковшовыми экскаваторами.

Если проектом не предусмотрено применение изоляционного защитного наружного покрытия, то допускается укладка трубопровода в траншею без подготовки дна траншеи.

18.3Засыпка трубопровода

СП 483.1325800.2020 осуществляется в два этапа - частичная засыпка до предварительного испытания участка и окончательная засыпка.

• проверить проектное положение трубопровода и его плотное прилегание к дну траншеи;
• проверить качество и, при необходимости, отремонтировать защитное наружное покрытие;
• провести предусмотренные проектом работы по предохранению защитного наружного покрытия от механических повреждений;
• получить письменное разрешение на засыпку уложенного трубопровода;
• выдать наряд-задание на производство работ.

Рисунок 18.1 - Состояние трубопровода после частичной засыпки

• сохранность труб и защитного наружного покрытия;
• плотное прилегание трубопровода ко дну траншеи;
• проектное положение трубопровода в горизонтальной плоскости.

СП 483.1325800.2020

На рекультивируемых землях после засыпки трубопровода минеральным грунтом проводят его уплотнение, плодородный слой грунта над трубопроводом планируют, при этом грунтовый валик над трубопроводом не делают.

18.4Рекультивация земель

• площадь проведения технической и биологической рекультивации;
• объем снимаемого плодородного слоя почвы;
• место расположения отвала плодородного слоя почвы;
• способы погрузки и вывозки лишнего грунта.

СП 483.1325800.2020 в теплое время года, а работы по его возвращению - только в теплое время года (безморозный период).

19.1Укладка участков трубопровода

Возможен вариант, когда длинномерную плеть, оснащенную поплавками, сплавляют по обводненной траншее или водоему. Затем укладку сплавленной плети трубопровода проводят последовательной отстроповкой поплавков.

19.2Балластировка участков трубопровода

• конкретных инженерно-геологических условий участков трассы;
• вида и характеристики грунтов;
• рельефа местности;
• метода прокладки трубопровода;
• сезона производства работ.

СП 483.1325800.2020 монтаже железобетонных и чугунных кольцевых утяжелителей необходимо применять средства для футеровки трубопроводов.

Футеровку трубы выполняют в месте, где будет крепиться кольцевой утяжелитель.

Трубу кранами-трубоукладчиками перемещают к нижнему полукольцу, поднимают краном-трубоукладчиком верхнее полукольцо и укладывают его на трубу, закрепляют полукольца между собой с помощью болтовых соединений.

После закрепления кольцевых утяжелителей на трубе происходит монтаж трубопровода в плеть.

До закрепления установленных утяжелителей на трубе проверяют значение зазора между футеровочными рейками пояса крепления и полукольцами. В местах, где зазоры составляют более 5 мм, под внутреннюю поверхность полукольца устанавливаются дополнительные рейки соответствующих размеров.

Монтажные операции по установке кольцевых утяжелителей осуществляются с помощью кранов-трубоукладчиков, входящих в состав бригады, занятой подготовкой к протаскиванию и самим процессом протаскивания плети трубопровода.

Монтаж утяжелителей на уложенный в траншею трубопровод рекомендуется выполнять автомобильными кранами с длиной стрелы 10 м или кранамитрубоукладчиками. Для монтажа утяжелителей данного типа применяют траверсы.

• сначала заполняют емкости грунтом, при этом емкость бункерного устройства на 1/3 также должна быть заполнена грунтом;
• отсоединяют грузовые элементы, в результате емкости зависают на рукавах и оставшийся в емкости бункера грунт ссыпается в емкости утяжелителя;
• заполнение грунтом продолжают, сопровождая процесс трамбованием грунта, и заканчивают после заполнения грунтом рукавов;
• размыкают бандажные элементы, снимают рукава емкостей с насадок емкости бункера;
• бункер переставляют на свободное место, освобождая утяжелитель;
• грунт в емкостях распределяют вручную равномерно по площади сечения, рукава емкостей заправляют каждый внутрь между одной из стенок емкости и грунтом;
• загруженные контейнеры складируют на ровной площадке на поддоне или настиле.

• рукава емкостей одевают на насадки бункера и закрепляют бандажными элементами;
• грузовые элементы контейнера привязывают к металлоконструкциям бункера обрезками упаковочного шнура (тесьмы) с возможностью развязывания узлов под нагрузкой.

• использования только минерального грунта без примесей торфа и снега;
• применения комбинированных методов балластировки с навесными железобетонными утяжелителями охватывающего типа или анкерными устройствами.

19.3Изоляция участков трубопровода

Нанесение внутренней изоляции трубопроводов в трассовых условиях (кроме изоляции стыков) не допускается.

21.1Общие требования

Подготовка трубопровода к приемке в эксплуатацию включает следующие работы:

• очистка полости и испытание трубопровода;
• монтаж и подключение средств ЭХЗ;
• приемка трубопровода в эксплуатацию.

21.2Очистка полости и испытание трубопровода

Таблица 21.1 Давление воздуха в ресивере для продувки

СП 483.1325800.2020

Радиус опасных зон при очистке и испытании трубопроводов воздухом представлен в таблице 21.2.

Таблица 21.2 Опасные зоны при очистке и испытании трубопроводов воздухом

• вести наблюдение за закрепленными за ними участками трубопровода;
• не допускать нахождения людей и движения транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании трубопровода;
• немедленно оповещать руководителя работ обо всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.

Таблица 21.3 Этапы гидравлического испытания

Окончание таблицы 21.3

Таблица 21.4 Опасные зоны при гидравлических испытаниях трубопроводов

СП 483.1325800.2020

• закрепления трубопровода на опорах;
• заделки стыков (противокоррозионная и теплоизоляция);
• установки арматуры и приборов;
• удаления персонала и вывоза техники из опасной зоны на расстояния, равные установленным от надземного трубопровода до строений;
• обеспечения постоянной или временной связи.

• визуальным;
• акустическим;
• по запаху;
• по падению давления на испытуемом участке.

Таблица 21.5 Заводское испытательное гидравлическое давление труб

21.3Монтаж средств электрохимической защиты

Монтаж токоотвода от труб ВЧШГ необходимо выполнять в виде стальных хомутов из полосовой стали шириной 40 мм.

• поверхность чугунной трубы обрабатывают шлифовальной машинкой до металлического блеска по всей окружности на ширину от 50 до 60 мм;
• очищают до металлического блеска внутреннюю поверхность стального хомута;
• на очищенную поверхность трубы шпателем наносят универсальную высокоэлектропроводную смазку толщиной слоя от 2 до 3 мм и шириной от 60 до 70 мм;
• устанавливают хомут и затягивают его до контакта с поверхностью трубы. Допускается постукивать молотком для обеспечения плотного контакта;
• поверхность хомута и трубы по обе стороны от хомута на расстоянии не менее

50 мм защищают изоляцией усиленного типа по ГОСТ 9.602.

21.4Приемка трубопроводов в эксплуатацию

• комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к приемке объекта с надписями, сделанными лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ, о соответствии выполненных работ этим чертежам или внесенным в них проектной организацией изменениям;
• документы о качестве предприятий-изготовителей (их копии, извлечения из них, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта) на трубы, материалы и детали;
• акт разбивки и передачи трассы (площадки) для трубопроводов;
• протоколы проверки качества сварных стыков (для стальных участков и элементов трубопроводов);
• копии аттестационных документов исполнителей;
• журнал сварки с указанием температуры окружающего воздуха на момент производства сварочных работ (для стальных участков и элементов трубопроводов);
• акты освидетельствования скрытых работ (приложение Ж);
• акты испытаний трубопроводов на прочность и герметичность;
• журнал учета работ (по требованию заказчика);
• другие необходимые документы.

Если приемочной комиссии предъявляются для приемки одновременно несколько трубопроводов, то техническая документация может быть оформлена, как для одного объекта, с оформлением актов освидетельствования скрытых работ для каждого трубопровода.

К паспорту должна быть приложена исполнительная схема трубопровода.

22.1Общие требования

Эксплуатация, техническое обслуживание трубопровода, ремонт в процессе его эксплуатации должны осуществляться в соответствии с требованиями, изложенными в ГОСТ 18322, СП 284.1325800, с учетом свойств и особенностей труб из ВЧШГ и соединений (технологии ремонта, ЭХЗ, повышенные требования к сварочным работам) с раструбно-замковым соединением типа RJ.

В соответствии с требованиями ГОСТ 18322 эксплуатация трубопровода включает следующие работы:

• техническое обслуживание -комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности трубопровода при использовании по назначению;
• ремонт -комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности трубопровода, восстановления ресурса трубопровода и (или) его составных частей;
• капитальный ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности, полного или близкого к полному восстановлению ресурса трубопровода заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые;
• средний ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса трубопровода заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемым в объеме, установленном нормативными документами и технической документацией;
• текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности трубопровода и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

При эксплуатации трубопроводов применяют техническое обслуживание с периодическим контролем. Контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объемах, установленных в нормативных документах или технической документации, или эксплуатационной документации.

У персонала, обслуживающего трубопроводы из ВЧШГ, должны быть в наличии схемы трубопроводов с указанием материала и диаметра труб, расположения арматуры и соединений типа RJ, паспорт трубопроводов, а также настоящий свод правил.

22.2Обозначение трасс промысловых трубопроводов на местности

• наименование трубопровода с указанием знака «ВЧШГ»;
• местоположение оси трубопровода от основания знака;
• привязка знака к трассе (км);
• размеры охранной зоны трубопровода;
• телефоны и адрес организации, эксплуатирующей данный участок трубопровода.

• на пересечениях с автомобильными дорогами категорий I, II, III;
• переходах через крупные овраги при ширине более 50 м;
• переходах через каналы;
• переходах через реки с шириной зеркала воды в межень более 10 м.

22.3Охранные зоны трубопроводов

22.4Уход за трассой трубопроводов

Выполнение данных видов работ проводится в установленном порядке в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, технической документации и внутренних документов эксплуатирующей организации.

СП 483.1325800.2020 свода правил.

Фактическая глубина заложения трубопровода должна контролироваться:

• визуально (наличие оголений, размывов) - два раза в год (весной, осенью);
• трассоискателем или шурфованием - один раз в 5 лет.

Для защиты от размыва траншеи и оголения трубопровода необходимо предусматривать водостоки, крепление размываемых берегов водных преград.

Растущие овраги и промоины, расположенные в охранной зоне, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.

22.5Техническое обслуживание трубопроводов

Виды работ, выполняемых при техническом обслуживании трубопровода, приведены в таблице 22.1.

Сроки выполнения работ по техническому обслуживанию определяются графиком, составленным в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, технической документации и внутренних документов эксплуатирующей организации и утвержденным техническим руководителем эксплуатирующей организации.

Таблица 22.1 Основные работы при техническом обслуживании трубопровода

из ВЧШГ

22.6Диагностика трубопроводов

Первое диагностирование вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов проводят через год после начала эксплуатации.

По результатам диагностирования определяются:

• техническое состояние трубопровода, в том числе дефектные участки, характер дефектов, их размеры, причины появления; динамика развития дефектов, состояние изоляционного покрытия, состояние системы ЭХЗ;
• возможность и условия дальнейшей эксплуатации трубопровода, в том числе допустимые параметры эксплуатации трубопровода; компенсирующие мероприятия по торможению развития дефектов и ликвидации опасных из них, восстановлению системы ЭХЗ;
• остаточный ресурс трубопровода.

• проверяется состояние подъездных дорог к камерам запуска и приема средств очистки и диагностики;
• проверяется исправность камер запуска и приема средств очистки и диагностики;
• проверяется отсутствие жидкости в дренажных емкостях;
• проверяется отсутствие утечек в трубопроводе-обвязке камер запуска и приема средств очистки и диагностики;
• проверяется работоспособность линейной арматуры, обеспечивается ее полное открытие во время движения ВИС;
• проверяется наличие устойчивой связи с диспетчерской службой;
• определяются действия при возникновении внештатных ситуаций.

Трубопровод может быть подвергнут внутритрубной инспекции, если минимальное проходное сечение трубопровода по результатам пропуска снаряда-калибра соответствует техническим требованиям на ВИС (как правило, не менее 85 %).

• свидетельства об аттестации лаборатории на проведение данного вида работ;
• документа о подтверждении соответствия применяемого ВИС стандартам безопасности или свидетельства о взрывозащищенности электрооборудования на применяемые приборы;
• разрешения Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на применение ВИС в нефтяной и газовой промышленности;
• паспорта ВИС;
• протокола сдачи экзаменов по работе с комплексом ВИС лицами, участвующими в обследовании.

22.7Периодическая и преддиагностическая очистка трубопроводов

Механические способы очистки:

• повышение скорости движения перекачиваемой жидкости;
• гидропневматический;
• пропуск гелевых скребков;
• пропуск механических очистных устройств.

Применение металлических щеток при наличии внутреннего покрытия не допускается.

• организацию работ по пропуску очистных устройств;
• технологию пуска и приема очистных устройств;
• методы и средства контроля за прохождением очистных устройств;
• действия при возможных остановках очистных устройств;
• требования безопасности и противопожарные мероприятия;
• способы утилизации вынесенных при очистке загрязнений.

• документ, подтверждающий соответствие нормативным документам на очистные устройства;
• разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на применение;
• заключение о взрывобезопасности;
• паспорт;
• руководство по эксплуатации.

• состояния подъездных дорог к камерам запуска и приема;
• исправности и готовности камер запуска и приема;
• отсутствия жидкости в дренажных емкостях;
• исправности линейных задвижек (обеспечивается их полное открытие во время движения очистного устройства);
• исправности манометров на линейной части трубопровода;
• нахождения сигнализаторов в рабочем положении;
• состояния очистного устройства и наличия документов к нему.

Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены от очищаемого трубопровода.

После извлечения поролонового поршня из камеры приема проводится анализ его состояния, по результатам которого принимается решение о возможности пропуска основного очистного устройства.

Пропуск очистных устройств проводится при скоростях потока не ниже 0,3 м/с (более 1 км/ч).

Переключение технологических линий при запуске, пропуске и приеме очистных устройств выполняется персоналом только по указанию руководителя работ.

• проведение любых ремонтно-строительных работ в охранной зоне трубопровода;
• присутствие на площадках запуска и приема очистных устройств, задвижек трубопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ;
• переезд трассы трубопровода транспортом и механизмами.

В качестве теплоносителя применяют нефть, воду или водный раствор химических реагентов (при комбинированном методе).

22.8Испытания трубопроводов в процессе эксплуатации

• после капитального ремонта с применением новых труб;
• после реконструкции;
• в случаях, когда трубопроводы не могут быть подвергнуты другим видам диагностических обследований.

Выкидные линии скважин и водоводы высокого давления испытывают в течение 6 ч.

Нефтесборные коллекторы, внутрипромысловые напорные нефтепроводы, нефтепроводы товарной нефти, водоводы низкого давления испытывают в течение 12 ч.

22.9Защита трубопроводов от коррозии. Коррозионный мониторинг

• технологических методов;

СП 483.1325800.2020

• химических методов;
• ЭХЗ;
• защитных покрытий.

• поддержание в системе нефтесборных трубопроводов гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока, путем подбора оптимальных диаметров нефтесборных коллекторов;
• сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для ее утилизации путем закачки в пласт;
• очистка трубопроводов от механических примесей (в том числе продуктов коррозии).

• совместный сбор продукции скважин, содержащей и не содержащей сероводород (если не проводится нейтрализация сероводорода);
• смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой, содержащей ионы железа (если не проводится нейтрализация сероводорода), кроме тех случаев, когда их совместная подготовка предусмотрена проектом;
• смешивание пластовых вод, содержащих сероводород, и сточных вод, содержащих кислород.

• контроль состава и степени агрессивности транспортируемой среды, изучение причин и механизмов коррозии;
• обоснование методов защиты трубопроводов от коррозии;
• контроль эффективности проводимых мероприятий по защите от коррозии.

• гравиметрическим;
• электросопротивления;
• линейной поляризации.

Кроме того, в трубопровод устанавливаются наземные и подземные вставки (контрольные катушки) не менее 1 шт. на один трубопровод с интервалом не более 5 км. При извлечении контрольной катушки определяют:

• наличие отложений на стенке вставки;
• наличие эрозионного и коррозионного износов на внутренней поверхности трубы.

По результатам сравнения скоростей коррозии проводят корректировку дозировки ингибитора.

23.1Общие требования

Для своевременного ремонта трубопроводов эксплуатирующая организация должна иметь определенный запас труб и изделий (аварийный запас). Аварийный запас включает:

• трубы в количестве 1 % протяженности трубопроводов, но не менее двух труб;
• отводы, тройники, концевые элементы -не менее 10 % их количества, установленного в трубопроводах, но не менее одного фитинга каждого вида или конструкции;
• свертная муфта, изготовленная согласно ГОСТ Р 57430, - 1 шт. на 1 км трубопровода;
• компенсационный двойной раструб, изготовленный согласно ГОСТ Р 57430, 1 шт. на 1 км трубопровода;
• патрубок фланец - раструб, изготовленный согласно ГОСТ Р 57430, - 2 шт. на

1 км трубопровода;

• надвижная муфта, изготовленная согласно ГОСТ Р 57430, - 2 шт. на 1 км трубопровода;
• патрубок раструб - гладкий конец с переходом на сталь, изготовленный согласно ГОСТ Р 57430, - 2 шт. на 1 км трубопровода;
• электроды для сварки чугуна на никелевой или железоникелевой основе.

Аварийный запас постоянно обновляется из новых поступлений, а хранившиеся трубы и изделия передаются на монтаж трубопровода.

Ремонт участков трубопроводов по характеру выполняемых работ подразделяется на текущий, капитальный и аварийный.

Текущий ремонт осуществляется в процессе эксплуатации трубопровода и заключается в своевременно проводимых работах по предупреждению преждевременного износа линейной части и сооружений трубопровода, по устранению мелких повреждений и неисправностей.

Капитальный ремонт проводится при достижении предельных значений износа линейной части и сооружений трубопровода и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных, неисправных элементов трубопровода.

Аварийный ремонт проводят в целях ликвидации отказов, вызванных нарушением герметичности трубопровода, его закупоркой либо неисправностью запорно-регулирующей арматуры.

Объемы ремонтных работ на трубопроводах и сроки их выполнения определяются по результатам осмотров, диагностических обследований, по прогнозируемым режимам транспортировки, установленным рабочим давлениям в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности.

Руководитель ремонтных работ несет ответственность за организацию работ и обеспечение необходимым оборудованием, механизмами, инструментом, приспособлениями, КИПиА, материалами, транспортными средствами, двусторонней связью, средствами индивидуальной и коллективной защиты, противопожарными и спасательными средствами, знаками безопасности и плакатами, а также средствами оказания доврачебной помощи.

СП 483.1325800.2020

Работы, связанные с возможным выделением взрывоопасных веществ в количестве, способном создать взрывоопасную концентрацию, необходимо выполнять с применением специального оборудования, инструмента, КИПиА во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрывоопасной смеси, а также инструмента и приспособлений, не дающих искр.

На используемые для выполнения ремонтных работ материалы и изделия должны быть документы (паспорта, документы, подтверждающие соответствие нормативным документам), удостоверяющие их качество и соответствие условиям применения.

23.2Текущий ремонт

23.2.3 Текущий ремонт подразделяется:

• на профилактический, объем и сроки выполнения которого планируются заранее;
• непредвиденный, направленный на устранение выявленных в процессе эксплуатации неисправностей и выполняемый в срочном порядке.

Таблица 23.1 Виды работ, выполняемых при текущем ремонте трубопровода

23.3Капитальный ремонт

Участок трубопровода, подлежащий ремонту, должен быть отсечен задвижками и заглушками от других участков трубопровода, перемычек и лупингов, аппаратов и оборудования.

• подготовительные;
• погрузочно-разгрузочные;
• транспортные;
• земляные;
• сборочно-монтажные (на участках из ВЧШГ) и сварочно-монтажные (на стальных элементах трубопровода);
• изоляционные и укладочные;
• контроль качества выполненных работ.

Таблица 23.2 -Виды работ, выполняемых при капитальном ремонте трубопровода

23.3.5 При проведении подготовительных работ необходимо:

• определить положение трубопровода с помощью трассоискателя;
• результаты измерения глубины нанести на вешки, которые следует забить по оси трубопровода через каждые 50 м на прямолинейных участках, а на участках с малой глубиной залегания или сильно пересеченным микрорельефом - через 25 м;
• провести планировку полосы ремонтируемого трубопровода бульдозером.

При проведении вскрышных работ ось параллельного трубопровода должна быть отмечена вешками, а при подходе к пересечению трубопроводов механизированная выемка грунта должна быть прекращена на расстоянии не менее 1 м до оси пересекаемого трубопровода. Ремонтные работы должны выполняться в присутствии представителя эксплуатирующей организации параллельной или пересекаемой коммуникации.

24.1Переходы через дороги участков трубопроводов

В зависимости от интенсивности движения, категории дорог, параметров трубопровода, грунтовых условий и требований технических условий эксплуатирующих организаций укладка участков трубопроводов может осуществляться следующими способами:

• открытым (траншейным), при котором защитный футляр укладывается в траншею, устроенную в насыпи дороги, с временным перекрытием движения транспорта или без перекрытия движения с устройством объезда; затем рабочая трубная плеть протаскивается через защитный футляр, укладка защитного футляра может проводиться совместно с трубной плетью с бермы траншеи;
• закрытым, без перекрытия движения транспорта; при этом для укладки защитного футляра через дороги применяются методы бестраншейной проходки.

При наличии неустойчивых грунтов необходимо по мере разработки траншеи ее стенки крепить досками или инвентарными щитами.

24.2Подводные переходы участков трубопроводов

• открытым способом - с укладкой участков трубопроводов в подводные и береговые траншеи;
• закрытым способом - с протаскиванием трубопроводов в наклонные скважины, выполненные методом ГНБ.

• передача-приемка створов подводных переходов;
• установка и сохранение опорной геодезической сети на весь период строительства переходов;
• установка временных водомерных постов;
• строительство временных сооружений производственного, бытового и хозяйственного назначения;
• строительство подъездных путей и причальных сооружений к переходам с созданием служб по их поддержанию в рабочем состоянии;
• промеры глубин водоема и определение соответствия фактического профиля дна проектному;
• обследование дна реки (водоема) в границах проектной ширины подводной траншеи (поверху) для выявления случайных препятствий, удаление их в случае обнаружения.

Разработка и засыпка траншей на береговых участках должна выполняться

СП 483.1325800.2020 сухопутной землеройной строительной техникой в соответствии с предварительной разбивкой и обозначением вешками границ срезки грунта и расположения отвалов в строгом соответствии с проектом производства работ.

Установка кольцевых балластирующих грузов на раструбно-замковое соединение типа RJ не допускается.

24.3Переходы участков трубопроводов методом горизонтального направленного бурения

• бурение пилотной скважины по заданной проектом траектории;
• последовательное расширение скважины;
• протаскивание участка трубопровода.

Трасса проектируемого участка трубопровода бестраншейной прокладки методом ГНБ может быть криволинейного очертания как в плане, так и в профиле в пределах допустимого радиуса изгиба буровых штанг.

Минимальная глубина заложения труб из ВЧШГ из условия прочности трубопровода ограничена минимальным расстоянием от поверхности земли до шелыги прокладываемого трубопровода в устойчивых грунтах не менее двух диаметров трубопровода, в неустойчивых грунтах - не менее трех диаметров трубопровода, но в любом случае должна быть не менее глубины промерзания грунтов и соответствовать требованиям действующих нормативных документов и технической документации. Максимальная глубина заложения трубопровода, уложенного методом ГНБ, должна быть не более 20 м в нижней точки.

Радиусы кривизны трассы (скважины) должны быть не менее значений, указанных в таблице 24.1 (с учетом данных таблицы 6.4).

Таблица 24.1 Параметры трубопроводов с соединениями типа RJ при протаскивании в скважину

• внешние нагрузки от действия грунта, собственный вес трубы с продуктом перекачки;
• внутреннее давление жидкой среды;
• осевые нагрузки при протаскивании участка трубопровода в скважину.

• 1) среднее давление грунта, которое определяется по формуле

где h ср - глубина трубопровода по оси, м; γ гр - удельный вес грунта в естественном состоянии, Н/м³ ;

• 2) поперечное давление грунта сверху q гр, которое определяется с учетом возможного образования свода обрушения в следующем порядке:
• определяют глубину трубопровода по оси h ср и внутренний угол трения грунта φтр;
• вычисляют величину поперечного давления грунта сверху по формуле
• выполняют расчеты:

• определяют поперечное давление грунта как меньшее из двух величин:

Допустимые осевые нагрузки трубопроводов с соединениями типа RJ при осевом нагружении Q o с приведены в таблице 24.2.

При этом коэффициенты запаса прочности, равные отношению Q o с/ Q м, находятся в пределах 2,0-3,5 ( Q м - усилие протаскивания, развиваемое машинами ГНБ).

Таблица 24.2 Допустимые осевые нагрузки трубопроводов с соединениями типа RJ

• проводится контроль исправности и работоспособности локационной системы;
• датчики бурильной головки выбираются в соответствии с проектной глубиной бурения и необходимой точностью прокладки трубопровода;
• подготовляются место стоянки буровой установки с укладкой матов заземления и место приема выхода бурильной головки в заданной проектом точке на поверхности с устройством соответствующих приямков;
• разрабатываются проекты производства работ, технологические карты и инструкции по применению комплекта бурового оборудования;
• после завершения работ по прокладке трубопровода строительная площадка освобождается от временных сооружений и благоустраивается в соответствии с проектом.

Сборка труб с раструбными соединениями типа RJ проводят в соответствии с требованиями раздела 15.

Таблица 24.3 Диаметры пилотных скважин

Расстояние между стартовым и приемным котлованами составляет от 300 до 400 м.

В зависимости от расчетного диаметра и длины участка бестраншейной прокладки выбирают модель установки ГНБ и ее рабочие характеристики.

К переднему концу плети (гладкому концу первой трубы) крепится приспособление для протаскивания труб с воспринимающим тяговое усилие вертлюгом и риммером. Вертлюг вращается с буровой нитью и риммером и в то же время не передает вращательное движение на трубопровод. Таким образом, буровая установка затягивает в скважину плеть протягиваемого трубопровода по проектной траектории.

Допустимые тяговые усилия протяжки плети труб указаны в таблице 24.1 в зависимости от диаметра труб.

Рисунок 24.1 - Приспособление для протаскивания трубопровода в скважину

• смазка образующейся скважины для уменьшения трения между буровой головкой и стенкой скважины;
• укрепление скважины в рыхлой или мягкой почве за счет создания фильтра с низкой водопроницаемостью и положительного гидравлического давления на стенки скважины, предотвращение обвалов;
• предотвращение образования пластовых жидкостей (например, грунтовых вод) и попадания их в скважину;
• удаление отходов бурения;
• увлажнение режущей головки во время бурения;
• охлаждение инструмента бурения скважин.

А.1Общие положения

Настоящее приложение определяет требования к ремонтной технологии сварки трубопроводов, транспортирующих продукты нефтяных месторождений при давлении до 6,4 МПа, с применением труб из ВЧШГ.

Настоящее приложение регламентирует требования технологии сварочных работ, предназначено для электросварщиков ручной дуговой сварки, руководителей сварочных работ и инженеров по сварке и содержит указания по выбору оборудования, сварочных материалов и способов резки, а также по подготовке и сборке изделий под сварку, технологии сварки и контролю.

Приложение разработано в соответствии с положениями ГОСТ 16037 и ГОСТ ISO 2531, рекомендуется использовать [15] и [18].

А.2Материалы

Ремонту с применением сварочной технологии подлежат трубы из ВЧШГ, обладающие следующими механическими свойствами:

• предел прочности σв ≥ 420 МПа;
• предел текучести σт ≥ 300 МПа;
• относительное удлинение δ ≥ 10 % и имеющие следующую структуру металла:
• основа - феррит;
• перлитная составляющая - не более 20 %;
• количество структурно свободного цементита - не более 5 %;
• наличие графита пластинчатой формы - не более 5 %.

Сварные швы должны обладать следующими механическими свойствами, определяемыми при испытании образцов:

• временное сопротивление σв, МПа (кгс/мм² ), не менее - 400 (40);
• твердость в околошовной зоне, НВ, не более - 230;
• угол загиба α - не менее 18°.

Для ремонтной сварки следует применять электроды на железоникелевой или никелевой основе.

А.3Требования к квалификации сварщиков

К сварке трубопроводов из ВЧШГ допускаются сварщики, получившие подготовку по сварке ВЧШГ.

Независимо от наличия соответствующего удостоверения сварщики должны перед началом работы заварить одно КСС в условиях, соответствующих выполнению основной ремонтной работы. Качество КСС проверяется визуальным контролем и исследованием макрошлифов.

Из КСС должны быть вырезаны и исследованы не менее двух макрошлифов.

Результаты визуального контроля должны удовлетворять требованиям, изложенным в А.9. Результаты исследований макрошлифов считаются удовлетворительными, если обнаруженные дефекты не превышают размеров, указанных в таблице А.4.

А.4Сварочное оборудование

Для ручной дуговой сварки труб из ВЧШГ рекомендуется применять источники постоянного тока с крутопадающей характеристикой. В трассовых условиях рекомендуется применение инверторных сварочных источников питания, обеспечивающих сварочный ток не менее 160 А.

Для подогрева и термической обработки сварных соединений на монтаже рекомендуется применять воздушно-пропановые кольцевые горелки (рисунок А.1) или источники индукционного нагрева, обеспечивающие требуемые режимы термообработки. В случае выполнения локальных ремонтных работ на трубах из ВЧШГ для подогрева под сварку и для термообработки допускается применение кислородно-пропановых горелок при соблюдении тщательного температурного контроля режима термического цикла.

1 - корпус горелки ; 2 -центратор; 3 - замок; 4 - сопло; 5 - свариваемая труба; 6 - инжекторный узел

Рисунок А.1 -Устройство воздушно-пропановой кольцевой горелки

А.5Подготовка и сборка деталей под сварку

Резка труб, зачистка под сварку и снятие фасок должны проводиться механическим способом шлифовальной машинкой с абразивным армированным кругом.

Кромки стыкуемых деталей и прилегающие к ним поверхности (снаружи и внутри) перед сваркой должны зачищаться до металлического блеска для удаления грязи, масла и ржавчины на ширине не менее 10 мм от предполагаемой зоны сплавления сварного шва с основным металлом.

Прихватки, в случае необходимости их выполнения, должны свариваться на тех же режимах и по той же технологии, что и основной шов. При сварке основного шва прихватки должны быть полностью переплавлены. Если требуется сварить кольцевой шов, то размеры и расстояния между прихватками должны соответствовать значениям, приведенным на рисунке А.2. При подготовке свариваемых кромок и сборке не допускаются зазоры более 1,5 мм.

Для сварки стыкового соединения выполняется V-образная разделка кромок (60°).

Рисунок А.2 - Порядок выполнения прихваток при DN > 100

А.6Сварка

Сварку труб из ВЧШГ допускается проводить только в условиях надежной защиты от ветра и попадания на стык атмосферных осадков и грязи.

Перед сваркой необходимо просушить электроды согласно рекомендациям предприятия-изготовителя.

Сварка осуществляется на постоянном токе обратной полярности.

Режим сварки устанавливается в зависимости от пространственного положения и диаметра электрода в соответствии с таблицей А.1.

Таблица А.1 Рекомендуемые режимы сварки

Сварку труб DN 100 и DN 150 допускается осуществлять без предварительного подогрева, при сварке труб от DN 200 до DN 300 необходим предварительный подогрев до значения от 150 °С до 250 °С. Предварительный подогрев необходимо осуществлять кольцевыми газовыми горелками (см. рисунок А.1).

При температуре окружающего воздуха ниже 8 °С необходим предварительный подогрев до значения от 150 °С до 250 °С независимо от диаметра трубы.

Сварные швы накладываются не менее чем в два прохода. Цель выполнения первого прохода обеспечение проплавления корневой части сварного шва, последующих проходов - заполнение разделки для стыковых швов или наложение требуемого катета - для угловых.

Порядок наложения слоев при сварке кольцевых швов, как стыковых, так и угловых, показан на рисунке А.3.

1 - первый шов; 2 - второй шов; 3 - третий шов; 4 - четвертый шов; К , К 1 - катеты шва; S - толщина металла

Рисунок А.3 Порядок наложения слоев при сварке кольцевых швов (стыковых и угловых) для труб диаметром до 219 мм ( а ) и более 219 мм ( б )

После сварки первого прохода необходимо полностью удалить шлаковую корку металлической щеткой.

Сварка должна осуществляться короткой дугой с минимальными колебаниями и отрывами электрода.

Вертикальные неповоротные стыки свариваются в направлении «снизу вверх». Наплавку слоя в потолочной части стыка следует начинать, отступая от 10 до 30 мм от нижней точки.

После окончания сварки для устранения структур отбела и закалки в околошовной зоне необходимо провести отжиг сварного шва и околошовной зоны в следующем режиме: нагрев до значения от 920 °С до 950 °С за время от 5 до 7 мин, выдержка при этой температуре от 1 до 2 мин, замедленное охлаждение под слоем теплоизоляционного материала. Температуру подогрева необходимо контролировать оптическим пирометром с диапазоном измеряемых температур от 50 °С до 1100 °С и с точностью ± 5 °С.