Москва (495) 221-78-71, (495) 221-78-72, (495) 741-75-85
Нижний Новгород (831) 412-94-00
Барнаул (3852) 22-66-06
Воронеж (473) 232-17-98
Санкт-Петербург (812) 331-94-13
Краснодар (861) 299-57-45
Самара (987) 906-95-65
Омск (3812) 40-45-32
Ростов на Дону (863)279-74-47

Строительство

введение
Область применения
Нормативные ссылки
Общие положения
Трубы, соединительные детали и другие материалы
Особенности проектирования наружных газопроводов из полиэтиленовых труб

6 СТРОИТЕЛЬСТВО

ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТРУБ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНА, А ТАКЖЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ ТКАНЕВЫХ ШЛАНГОВ И СПЕЦИАЛЬНОГО ДВУХКОМПОНЕНТНОГО КЛЕЯ

6.1 При поступлении партии труб или соединительных деталей в строительную организацию производят входной контроль их качества путем внешнего осмотра и измерения основных геометрических параметров изделий на соответствие нормативной документации.

Внешний осмотр и определение размеров труб или деталей производят по методикам, указанным в нормативной документации на изделие.

При поступлении в строительную организацию синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея входной контроль качества осуществляется путем внешнего осмотра с учетом требований технических условий на эти изделия.

6.2 Входной контроль качества труб и соединительных деталей из полиэтилена производится в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01 и ПБ 12-529.

6.3 Сертификат качества, сопровождающий каждую партию труб (деталей), содержит: наименование и (или) товарный знак завода-изготовителя; номер партии и дату изготовления; условное обозначение трубы (детали); размер партии, м (шт.); марку сырья; результаты испытаний или подтверждение о соответствии результатов испытаний требованиям стандарта на изделие; дату выпуска партии; подпись и штамп ОТК.

Сертификат качества, сопровождающий катушку с полиэтиленовой профилированной трубой, содержит: наименование и (или) товарный знак завода-изготовителя; дату изготовления; условное обозначение трубы; диаметр и толщину стенки трубы, мм; длину, м; марку сырья; результаты испытаний или подтверждение о соответствии результатов испытаний требованиям стандарта на изделие; дату выпуска трубы; подпись и штамп ОТК.

Паспорт качества, сопровождающий синтетический тканевый шланг, содержит: наименование и (или) товарный знак завода-изготовителя; дату изготовления; серийный номер шланга; номинальный и внутренний диаметры, мм; длину, м; обозначение среды - "Для газа"; подпись и штамп ОТК.

6.4 Размер партии труб не должен превышать величину, установленную ГОСТ Р 50838 или другими нормативными документами.

Размер партии соединительных деталей не должен превышать величину:

- для соединительных деталей без ЗН - не более 2000 шт.

- для соединительных деталей с ЗН - не более 1000 шт.

6.5 Для проведения входного контроля от партии труб (деталей) отбирается:

d e225 мм

- 2%

труб

или

соединительных

деталей

d e160 и 110 мм

- 1%

"

"

"

"

d e63 и 40 мм

- 0,5%

"

"

"

"

d e32 и 20 мм

- 0,25%

"

"

"

"

Количество отбираемых для измерений труб и деталей должно быть не менее 5 образцов. Если количество поступивших труб или деталей меньше 5 штук, то проверяются все.

Размеры труб, поступивших в бухтах или катушках, проверяются на концах.

6.6 Внешний вид поверхности труб и деталей определяется визуально, без применения увеличительных приборов. Механические испытания труб и соединительных деталей при входном контроле не предусматриваются. У синтетических тканевых шлангов проверяется целостность защитной упаковки на катушке.

6.7 По внешнему виду трубы должны иметь гладкие наружную и внутреннюю поверхности. Допускаются продольные полосы и волнистость, не выводящие толщину стенки трубы за пределы допускаемых отклонений. На наружной, внутренней и торцевой поверхностях не допускаются пузыри, трещины, раковины, посторонние включения. Трубы бывают цветными, черными или черными с цветными продольными маркировочными полосами в количестве не менее трех, равномерно распределенными по окружности трубы. Характерный цвет газовой трубы или маркировочных полос на ней из ПЭ 80 - лимонно-желтый; из ПЭ 100 - желто-оранжевый (см. цветную вставку). Черные трубы без маркировочных полос, имеющие нечеткую маркировку завода-изготовителя, применять для строительства газопроводов не рекомендуется.

Внутренние и наружные поверхности соединительных деталей не должны иметь следов усадки, трещин, вздутий и других повреждений, ухудшающих их эксплуатационные свойства. Допускаются незначительные следы от формующего инструмента, следы механической обработки и холодных стыков. Цвет соединительных деталей желтый, оранжевый и черный.

6.8 Размеры (диаметр и толщина стенки) и овальность труб и деталей определяют при температуре (23±5) °С. Перед измерением их выдерживают при указанной температуре не менее 2 ч.

Овальность торцов труб регламентируется допусками на овальность соединительных деталей.

Проверку среднего наружного диаметра проводят на каждой трубе на расстоянии не менее 150 мм от торцов в одном сечении измерением периметра трубы с погрешностью не более 0,1 мм и делением на 3,142. Допускается определять средний наружный диаметр как среднее арифметическое измерений в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

У полиэтиленовых труб с защитной оболочкой проверяют (на торце трубы) наружный диаметр, толщину стенки полиэтиленовой трубы, а также толщину защитной оболочки.

У полиэтиленовых профилированных труб измеряют внешний наружный диаметр (в нерасправленном виде) и толщину стенки.

Измерения производятся рулеткой по ГОСТ 7502, штангенциркулем (ГОСТ 166) или микрометром (ГОСТ 6507) с погрешностью не более 0,1 мм.

6.9 Для соединительных деталей без закладных нагревателей (ЗН) (ТУ 6-19-359, ТУ 2248-001-18425183) проводят проверку величины наружного присоединительного диаметра и толщины стенки детали в зоне присоединения. Измерения проводят на расстоянии 5 мм от торца детали аналогично с измерением размеров труб.

Для муфт полиэтиленовых с ЗН (ТУ 2291-032-00203536) контролируют средний внутренний диаметр раструба нутромером индикаторным по ГОСТ 868, который вычисляют как среднее арифметическое значение максимального и минимального диаметра.

У седелок крановых с ЗН (ТУ 2248-031-00203536) контролируют величину присоединительного диаметра корпуса отвода и накладки с помощью проходного и непроходного калибров-шаблонов на наличие зазора в зоне сварки и величину среднего наружного диаметра хвостовика корпуса седелки на соответствие требованиям ТУ.

У деталей с ЗН, упакованных в индивидуальные полиэтиленовые пакеты, проверяют целостность упаковки.

У неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" (ТУ 2248-025-00203536) проводят проверку целостности защитного покрытия в месте соединения полиэтиленовой и стальной частей соединения, величин наружных диаметров и толщины стенки на торцах детали. Измерения проводят на расстоянии 5 мм от торца детали аналогично с измерением размеров труб.

6.10 Толщину стенки измеряют микрометром с обоих концов каждой трубы (детали) с погрешностью не более 0,01 мм в четырех равномерно распределенных по окружности точках:

- у труб с обоих концов - на расстоянии не менее 10 мм от торца;

- у деталей на каждом присоединительном конце - на расстоянии 5 мм от торца.

6.11 Овальность труб и соединительных деталей всех видов определяют как разность между максимальным и минимальными наружными диаметрами, измеренными в одном сечении пробы с погрешностью не более ±0,1 мм, штангенциркулем или микрометром.

6.12 Допускаемые отклонения геометрических параметров регламентированы соответствующими нормативными документами на выпуск изделия.

6.13 По истечении гарантийного срока хранения, указанного в технических условиях, или при нечеткой маркировке труб и соединительных деталей, а также при несоответствии данных маркировки на изделие сопроводительному документу или утере документа о качестве трубы и соединительные детали отбраковываются. Их пригодность к строительству определяется по результатам проведения комплекса испытаний в соответствии с требованиями нормативной документации на их выпуск.

6.14 При получении неудовлетворительных результатов испытания хотя бы по одному из показателей (внешнему виду, размерам, овальности) этот показатель контролируется повторно на удвоенном количестве образцов, взятых из той же партии. В случае вторичного получения неудовлетворительных результатов данная партия труб (деталей) отбраковывается.

6.15 При поступлении труб и деталей на объект производятся внешний осмотр с целью обнаружения возможных повреждений при транспортировке, а также проверка на соответствие маркировок сопроводительным документам.

ТРАНСПОРТИРОВКА ТРУБ И ДЕТАЛЕЙ

6.16 Транспортирование и хранение труб и соединительных деталей осуществляют в соответствии с требованиями нормативной документации на трубы и соединительные детали, а также положениями настоящего СП.

Одиночные трубы для транспортировки и хранения связываются в пакеты массой до 3 т. Из пакетов могут формировать блок-пакеты массой до 5 т.

Трубы длинномерные диаметром до 160 мм включительно сматываются для транспортировки и хранения в бухты или наматываются на катушки.

Трубы диаметром 225 мм и более могут перевозиться без формирования пакетов.

6.17 Длина труб в прямых отрезках может быть от 5 м до 24 м с кратностью 0,5 м, длина труб в бухтах составляет от 50 м до 200 м. Длина труб на катушках определяется заводом-изготовителем и объемом заказа по диаметрам от 40 мм до 160 мм. Приблизительная длина трубы на катушке по отдельным диаметрам приведена в таблице 9.

Таблица 9

Размеры катушки

Приблизительная длина трубы на катушке, м

Наружный

диаметр, м

Наружная

ширина, м

Внутренняя

ширина, м

Номинальный наружный диаметр трубы, мм

     

40

50

63

110

160

2,2

1,18

1,00

1200

800

400

-

-

2,4

1,18

1,00

1500

1000

600

-

-

2,6

1,18

1,00

2100

1300

700

-

-

3,1

1,21

1,00

-

-

1300

250

-

3,1

1,46

1,25

-

-

1600

300

-

3,1

1,71

1,50

-

-

2000

400

-

3,1

1,96

1,75

-

-

2350

450

-

3,1

2,21

2,00

-

-

2700

500

-

4,1

2,20

2,10

-

-

-

-

250

Ориентировочная длина профилированных полиэтиленовых труб, намотанных на катушку диаметром 3,1 м, шириной 2,15 м и внутренним диаметром 2,15 м, приведена в таблице 10.

Таблица 10

Средний диаметр, мм

 SDR

Длина поставки, м

100

11;17/17,6

700-1300

125

11; 17/17,6

500-900

150

11; 17/17,6; 26

600

200

11; 17/17,6; 26

300

225

11; 17/17,6; 26

270

250

11; 17/17,6; 26

200

300

17/17,6; 26

150

350

17/17,6; 26

100

400

17/17,6; 26

90

6.18 Транспортная маркировка наносится на грузовые места в соответствии с требованиями ГОСТ 14192.

6.19 Бухты и пакеты скрепляют средствами по ГОСТ 21650. Бухты должны быть скреплены не менее чем в шести местах. Концы труб должны быть пригнуты к бухте. Внутренний диаметр бухты должен быть не менее 20 наружных диаметров трубы.

6.20 Пакеты труб длиной 6 м скрепляют не менее чем в двух местах, большей длины - не менее чем в трех местах.

При транспортировке труб с большим числом перевалок (в труднодоступные регионы) пакеты должны быть скреплены как минимум в четырех местах независимо от длины труб.

Трубы в пакетах должны храниться на чистой, ровной поверхности и снаружи поддерживаться опорами. В целях безопасности высота уложенных пакетов не должна превышать 3 м (рисунок 8).

6.21 Трубы можно транспортировать любым видом транспорта с закрытым или открытым кузовом (в крытых или открытых вагонах) с основанием, исключающим провисание труб.

Транспортировка труб плетевозами не допускается.

6.22 При выполнении погрузочно-разгрузочных операций не допускается перемещение труб волоком; сбрасывать трубы и детали с транспортных средств запрещается.

При перевозке труб автотранспортом длина свешивающихся с кузова машины или платформы концов труб не должна превышать 1,5 м.

Трубы, поставляемые на катушках, перевозятся на специальных прицепах в вертикальном положении, допускается транспортировка на платформах в горизонтальном положении.

Бухты транспортируются в горизонтальном, а при наличии специальных опор - в вертикальном положении.

6.23 Во избежание повреждения труб при их транспортировке о металлические и другие твердые предметы нижний ряд труб располагают на деревянных подкладках, укрепленных на платформе транспортного средства. Не связанные в пакеты трубы укладывают так, чтобы в нижнем ряду они располагались вплотную одна к другой, а в последующих рядах - в гнездах, образуемых нижележащими трубами.

Число рядов должно быть не более:

-

для

труб

диаметром

менее 160 мм

- 14;

-

"

"

"

более 160 мм

-10.

Для погрузочно-разгрузочных работ рекомендуется использовать вилочные автопогрузчики.

Для подъема упаковок соединительных деталей нельзя использовать крюки. Захваты автопогрузчика должны быть соответствующим образом закрыты, например обрезками полиэтиленовой трубы, или использованы деревянные европоддоны.

6.24 В качестве строповочных средств используют текстильные канаты. Использовать стальные канаты для подъема одиночных труб или пакет "удавкой" не рекомендуется.

6.25 Трубы и соединительные детали необходимо оберегать от ударов и механических нагрузок, а их поверхности - от нанесения царапин. При транспортировке следует избегать изгиба труб. Особенно осторожно следует обращаться с трубами и деталями при низких температурах.

Во избежание перемещений труб при перевозке их необходимо закреплять на транспортных средствах текстильными стропами.

6.26 Транспортировка, погрузка и разгрузка труб производятся при температуре наружного воздуха не ниже минус 20 °С. Допускается погрузку, разгрузку и транспортировку труб в пакетах производить при температурах не ниже минус 40 °С; при этом избегают резких рывков и соударений.

6.27 Трубы хранятся в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50838. Заглушки, которые предотвращают попадание грязи в трубы, во время хранения не снимаются.

6.28 Соединительные детали трубопроводов рекомендуется доставлять на объекты строительства в контейнерах, в которых они надежно закреплены. На контейнеры наносится надпись "Не бросать".

6.29 Упаковка может производиться в следующие виды тары: ящики фанерные или ящики дощатые по ГОСТ 9396; ящики деревянные по ГОСТ 18573, ГОСТ 2991 типов IV, Vl-2, VI-6, VII; контейнеры-пакеты мягкие из резинотекстильного материала; контейнеры мягкие специальные разового использования типа МКР-1.ОМ или мешки из полиэтиленовой пленки.

6.30 При транспортировании в крытых вагонах, в контейнерах по ГОСТ 19667 или крытым автомобильным транспортом допускается упаковка в ящики из гофрированного картона по ГОСТ 9142, ГОСТ 22852, бумажные мешки по ГОСТ 2226, полиэтиленовые мешки по ГОСТ 17811, мешки из полиэтиленовой пленки по ГОСТ 10354.

6.31 Упаковка деталей при транспортировании в районах Крайнего Севера производится в соответствии с ГОСТ 15846.

Допускается и другой вид упаковки, обеспечивающий сохранность деталей при транспортировке и хранении в течение гарантийного срока.

6.32 Трубы и соединительные детали хранятся отдельно по партиям, сортаменту, виду материала. Не допускается при хранении смешивать трубы и детали из полиэтилена разных марок и .

6.33 На складе хранения труб и деталей не допускается проведение газоэлектросварочных и других огневых работ.

6.34 Для предохранения штабелей труб от раскатывания крайние трубы необходимо подклинивать. С этой целью можно использовать и другие приемы или средства: упоры-ограждения, сборно-разборные стеллажи и т.п. (рисунок 9).

Рисунок 9 - Хранение отдельных труб в штабеле

Высота штабеля при предполагаемом сроке хранения свыше двух месяцев не превышает 2,0 м. При меньших сроках хранения высота штабеля должна быть, как правило, не более:

-

3,0 м -

для

труб

типа

SDR17,6;

-

4,0 м -

"

"

"

SDR 11.

6.35 Трубы при складировании укладывают в "седло" или послойно с прокладками между ярусами (при укладке пакетов). Бухты хранят уложенными в горизонтальном положении.

Катушки большого диаметра хранятся в вертикальном положении между специальными опорами. На складе необходимо иметь оборудование для безопасного подъема, перемещения и погрузки.

6.36 Соединительные детали хранят в закрытых складских помещениях в условиях, исключающих их деформирование, попадание масел и смазок (укладывают в полиэтиленовые мешки), не ближе 1 м от нагревательных приборов, желательно на стеллажах.

Соединительные детали с ЗН хранятся в индивидуальных герметичных полиэтиленовых пакетах до момента их использования.

Соединительные детали с наваренными отводами для стыковой сварки могут храниться на открытом воздухе, но при условии защиты от повреждений и воздействия прямых солнечных лучей.

6.37 Катушки с синтетическим тканевым шлангом и компоненты клея всегда находятся в отапливаемом помещении. Синтетические тканевые шланги защищаются от воздействия солнечных лучей и теплоты. Защитную оболочку убирают непосредственно перед началом санирования.

6.38 Катушки со шлангом допускается поднимать только при помощи стержня (оси), продетого через ступицу катушки. Подъемные устройства для погрузки-разгрузки (вилочный автопогрузчик, краны или лебедки, оборудованные стрелой с достаточной грузоподъемностью) ни в коем случае не должны соприкасаться с синтетическим тканевым шлангом или его гибкой защитной оболочкой. Катушки должны устанавливаться на платформе прицепа при помощи деревянных клиньев, прикрепленных к полу прицепа. Ремни, перетянутые через катушки, являются дополнительной действенной защитой. Ширина крепежного ремня должна быть не менее 100 мм.

КВАЛИФИКАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СВАРЩИКОВ

6.39 Для проверки квалификации сварщик, аттестованный в соответствии с РД-03-495, должен, как правило, сварить в условиях, близких к производственным, допускные сварные соединения. Сварка допускных сварных соединений производится в следующих случаях:

- если сварщик впервые приступает к работе на предприятии;

- при перерыве в производстве сварочных работ стыковым способом более двух месяцев;

- при изменении типа сварочного оборудования (для проверки технологических параметров сварки);

- при изменении класса материала (ПЭ 80, ПЭ 100), диаметров (и толщин стенок) свариваемых нагретым инструментом встык труб, если работы выполняются впервые;

- при применении способа сварки, не предусмотренного СНиП 42-01.

6.40 Допускные сварные соединения изготавливаются из отрезков полиэтиленовых труб длиной не менее 300 мм, сваренных между собой при помощи деталей с ЗН или нагретым инструментом встык. Количество допускных соединений при сварке деталями с ЗН должно быть не менее одного, при сварке нагретым инструментом встык - должно составлять не менее:

- одного - при использовании сварочной техники с высокой степенью автоматизации;

- двух - при использовании сварочной техники со средней степенью автоматизации;

- трех - при использовании сварочной техники с ручным управлением.

6.41 Допускные сварные соединения независимо от способа сварки подвергают визуальному контролю (внешнему осмотру) и измерительному контролю геометрических параметров.

Если по результатам внешнего осмотра сварные соединения не отвечают установленным требованиям, то сварщик выполняет сварку повторно. Отбор сварных соединений для механических испытаний осуществляют после получения положительных результатов визуального и измерительного контроля.

6.42 Допускные стыки, сваренные нагретым инструментом встык, подвергают:

- механическим испытаниям на осевое растяжение;

- ультразвуковому контролю.

6.43 Допускные сварные соединения, сваренные соединительными деталями с ЗН, подвергают механическим испытаниям:

- для муфт, переходов, тройников, заглушек - на сплющивание;

- для седловых отводов - на отрыв.

6.44 Критерии оценки качества допускных стыков по результатам внешнего осмотра, механических испытаний и ультразвукового контроля, а также методики проведения испытаний приведены в СНиП 42-01 и настоящем СП в разделе "Контроль качества работ".

6.45 При неудовлетворительных результатах механического или ультразвукового испытания хотя бы одного сварного соединения сварщик выполняет сварку их удвоенного количества. Если при повторном контроле получены неудовлетворительные результаты хотя бы по одному из дополнительно сваренных соединений, то сварщик признается не выдержавшим испытания и должен пройти переаттестацию в установленном порядке.

6.46 По результатам механических испытаний и ультразвукового контроля допускных сварных соединений оформляются протоколы установленной формы, на основании которых сварщик допускается (не допускается) к проведению сварочных работ.

СВАРКА ГАЗОПРОВОДОВ

6.47 Соединения полиэтиленовых труб между собой и с полиэтиленовыми соединительными деталями выполняются двумя методами сварки: сваркой встык нагретым инструментом и сваркой при помощи соединительных деталей с закладными нагревателями (ЗН). Соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами (или арматурой) выполняются разъемными (с помощью фланцев) или неразъемными, допускается применение соединений "полиэтилен-сталь" с резьбовым металлическим концом для труб малых диаметров (до 50 мм).

6.48 Сварочные работы могут производиться при температуре окружающего воздуха от минус 15 °С до плюс 45 °С. При выполнении сварочных работ при других температурах в технических условиях, стандартах или сертификатах на материалы определяется особый технологический режим сварки, который должен быть аттестован в соответствии с РД 03-615. Если особый режим сварки не установлен в этих документах, то при более широком интервале температур сварочные работы рекомендуется выполнять в помещениях (укрытиях), обеспечивающих соблюдение заданного температурного интервала.

Место сварки защищают от атмосферных осадков, ветра, пыли и песка, а в летнее время и от интенсивного солнечного излучения. При сварке свободный конец трубы или плети закрывают для предотвращения сквозняков внутри свариваемых труб.

6.49 Концы труб, деформированные сверх нормативного значения или имеющие забоины, рекомендуется обрезать под прямым углом. Гильотины или телескопические труборезы используются для обрезки труб диаметром свыше 63 мм, для меньших диаметров применяют ручные ножницы.

6.50 Сварочное оборудование проходит систематическое ежегодное сервисное обслуживание предприятием фирмы-производителя этого оборудования либо представителем фирмы, имеющим допуск к сервисному обслуживанию этого оборудования. Дата последующего сервисного обслуживания должна, как правило, автоматически вводиться в протоколы сварки при проведении монтажных работ.

Аттестацию сварного оборудования производят в соответствии с РД 03-614.

Сварка встык нагретым инструментом

6.51 Сваркой встык нагретым инструментом соединяются трубы и детали с толщиной стенки по торцам более 5 мм. Не рекомендуется сварка встык труб с разной толщиной стенок ( SDR), изготовленных из разных марок полиэтилена и длинномерных труб.

Технологические параметры сварки выбираются по таблицам приложения Д в соответствии с маркой полиэтилена, из которого изготовлены трубы и детали.

6.52 Сборку и сварку труб и деталей рекомендуется производить на сварочных машинах с высокой и средней степенью автоматизации процесса сварки. Допускается также использовать машины с ручным управлением процессом сварки, но с обязательным автоматическим поддержанием заданной температуры нагретого инструмента. (Не рекомендуется применять нагревательные инструменты, нагреваемые газом.) Перечень сварочных машин приведен в приложении Е.

6.53 Технологический процесс соединения труб и деталей сваркой встык включает (рисунок 10):

- подготовку труб и деталей к сварке (очистка, сборка, центровка, механическая обработка торцов, проверка совпадения торцов и зазора в стыке);

- сварку стыка (оплавление, нагрев торцов, удаление нагретого инструмента, осадка стыка, охлаждение соединения).

а - центровка и закрепление в зажимах сварочной машины концов свариваемых труб; б - механическая обработка торцов труб с помощью торцовки 1; в - проверка соосности и точности совпадения торцов по величине зазора ; г - оплавление и нагрев свариваемых поверхностей нагретым инструментом 2; д - осадка стыка до образования сварного соединения (в сечении I даны буквенные обозначения основных геометрических размеров соединения встык, регламентированные, 8.11, 8.12, таблицей 23 настоящего СП)

Рисунок 10 - Последовательность процесса сборки и сварки встык труб из полиэтилена

6.54 Перед сборкой и сваркой труб, а также соединительных деталей необходимо тщательно очистить их полости от грунта, снега, льда, камней и других посторонних предметов, а соединяемые концы - от всех загрязнений на расстояние не менее 50 мм от торцов. Концы труб, защищенных полипропиленовой оболочкой, освобождаются от нее с помощью специального ножа на расстояние не менее 15 мм.

Очистку производят сухими или увлажненными кусками мягкой ткани из растительных волокон с дальнейшей протиркой и просушкой. Если концы труб или деталей (вследствие небрежного хранения) окажутся загрязненными смазкой, маслом или какими-либо другими жирами, то их обезжиривают с помощью спирта, ацетона или специальных обезжиривающих составов. Не рекомендуется производить очистку и обезжиривание цветными и синтетическими волокнистыми тканями.

6.55 Сборку свариваемых труб и деталей, включающую установку, соосную центровку и закрепление свариваемых концов, производят в зажимах центратора сварочной машины.

Концы труб и деталей центруют по наружной поверхности таким образом, чтобы максимальная величина смещения наружных кромок не превышала 10% толщины стенок труб и деталей. Подгонку труб и деталей при центровке осуществляют поворотом одного из свариваемых концов вокруг их оси, перестановкой опор по длине трубы.

При сварке встык вылет концов труб из зажимов центраторов обычно составляет 15-30 мм, а привариваемых деталей - не менее 5-15 мм.

6.56 Закрепленные и сцентрированные концы труб и деталей перед сваркой подвергают механической обработке - торцеванию с целью выравнивания свариваемых поверхностей непосредственно в сварочной машине.

После механической обработки загрязнение поверхности торцов не допускается.

Удаление стружки из полости трубы или детали производят с помощью кисти, а снятие заусенцев с острых кромок торца - с помощью ножа.

После обработки еще раз проверяют центровку и отсутствие зазоров в стыке. Между торцами, приведенными в соприкосновение, не должно быть зазоров, превышающих:

- 0,3 мм

-

для

труб

диаметром

до 110 мм;

- 0,5 мм

-

"

"

"

св. 110 мм до 225 мм;

- 0,8 мм

-

"

"

"

от 250 мм до 315 мм включ.

- 1,0 мм

-

"

"

"

355 мм и выше.

6.57 Основными параметрами сварки встык являются:

- температура нагретого инструмента Tн;
- продолжительность оплавления t опи нагрева tн ;
- давление нагретого инструмента на торцы при оплавлении Pоп и нагреве Pн ;
- продолжительность технологической паузы между окончанием нагрева и началом осадки tп ;
- давление на торцы при осадке Pос ;
- время охлаждения сваренного стыка под давлением осадки tохл .
Для машин со средней и высокой степенью автоматизации дополнительным нормируемым параметром может являться время нарастания давления осадки tд .

6.58 Изменение величины параметров во времени в процессе сварки производят по циклограмме (рисунок 11).

а - диаграмма изменения во времени t давления на торцах P и температуры Tн нагретого инструмента ; б - последовательность протекания процесса сварки;

1 - оплавление торцов; 2 - нагрев концов труб; 3 - вывод нагретого инструмента (технологическая пауза); 4, 5 - осадка и охлаждение стыка

Рисунок 11 - Циклограмма процесса сварки встык нагретым инструментом труб из полиэтилена

6.59 Температуру рабочей поверхности нагретого инструмента выбирают по таблице Д.1 приложения Д в зависимости от материала свариваемых труб (ПЭ 80, ПЭ 100). Продолжительность оплавления tоп, как правило, не нормируется и зависит от появления первичного грата.

6.60 Оплавление и нагрев торцов свариваемых труб и деталей осуществляют одновременно посредством их контакта с рабочими поверхностями нагретого инструмента.

Оплавление торцов необходимо выполнять при давлении Pоп=0,2±0,02 МПа в течение времени tоп, достаточного для образования по всему периметру контактирующих с нагревателем торцов труб валиков расплавленного материала (первичного грата) высотой не менее:

- 1,0 мм

при

толщине

стенки

труб

от

5

до

10 мм;

- 1,5 мм

"

"

"

"

"

10

"

12 мм;

- 2,0 мм

"

"

"

"

"

12

"

20 мм;

- 2,5 мм

"

"

"

"

"

20

"

26 мм;

- 3,0 мм

"

"

"

"

"

26

"

35 мм.

После появления первичного грата давление необходимо снижать до P н =0,02±0,01 МПа и торцы нагревать в течение времени tн , которое в зависимости от сортамента (толщины стенки) труб и деталей, температуры окружающего воздуха T о следует выбирать по таблице Д.2 приложения Д.

Допускается давление P н снижать до минимума при сохранении постоянства контакта торцов труб (деталей) с нагретым инструментом.

6.61 Продолжительность технологической паузы, необходимой для удаления нагретого инструмента, должна быть минимальной, не более:

- 3 с

-

для

труб

de 63 мм;

- 4 с

-

"

"

de 90-140 мм;

- 5 с

-

"

"

de 160-225 мм;

- 6 с

-

"

"

de 250-315мм.

6.62 После удаления нагретого инструмента торцы труб и деталей сводят и производят осадку стыка при давлении P ос =0,2±0,02 МПа. Осадку стыка необходимо осуществлять плавным увеличением давления до заданного уровня.
Время нарастания давления осадки tп, с, для труб из ПЭ 80, ПЭ 100 следует принимать по таблице Д.3 приложения Д.
6.63 Охлаждение стыка необходимо производить под давлением осадки в течение времени t, величина которого принимается по таблице Д.4 приложения Д в зависимости от толщины стенки свариваемых труб и деталей и температуры окружающего воздуха Tо.
6.64 С целью повышения точности поддержания заданных давлений (P оп,P н ,P ос ) в процессе сварки необходимо учитывать потери на трение движущихся частей сварочной машины и перемещаемой при сварке трубы (секции). Для этого перед сваркой каждого стыка производят замер усилия при холостом ходе подвижного зажима центратора машины с закрепленной в нем трубой (секцией), который суммируют с усилием, необходимым для создания заданных давлений ( Pоп,Pн ,Pос ).

Для уменьшения потерь на трение рекомендуется использовать переносные и регулируемые по высоте роликовые опоры.

6.65 Параметры циклограммы процесса (рисунок 11) и режимы сварки (приложение Д) труб различного сортамента соблюдаются сварочной машиной с высокой степенью автоматизации автоматически, со средней степенью автоматизации - часть параметров выполняется в ручном режиме, в ручных сварочных машинах автоматически поддерживается только температура нагревательного инструмента.

6.66 При сварке нагретым инструментом рабочие поверхности нагревателя покрывают антиадгезионным слоем, препятствующим налипанию расплава на инструмент.

6.67 Маркировку сварных стыков (код оператора) производят несмываемым карандашом-маркером яркого цвета (например: белого или желтого - для черных труб, черного и голубого - для желтых труб).

Маркировку (номер стыка и код оператора) наносят рядом со стыком со стороны, ближайшей заводской маркировке труб.

Допускается маркировку (код оператора) производить клеймом на горячем расплаве грата через 20-40 с после окончания операции осадки в процессе охлаждения стыка в зажимах центратора сварочной машины в двух диаметрально противоположных точках. Рекомендуется использовать клейма типа ПУ-6 или ПУ-8 по ГОСТ 2930.

Сварка соединительными деталями с закладным нагревателем

6.68 Сварку труб соединительными деталями с закладными нагревателями производят:

- при прокладке новых газопроводов, преимущественно из длинномерных труб (плетей) или в стесненных условиях;

- при реконструкции изношенных газопроводов методом протяжки в них полиэтиленовых труб (в том числе профилированных);

- при соединении труб и соединительных деталей с разной толщиной стенки или при толщине стенки менее 5 мм, или изготовленных из разных марок полиэтилена;

- для врезки ответвлений в ранее построенные газопроводы;

- для вварки трубной вставки в полиэтиленовые газопроводы;

- при строительстве особо ответственных участков газопровода (стесненные условия, пересечение дорог и пр.).

6.69 Для сварки труб соединительными деталями с закладными нагревателями применяют сварочные аппараты, работающие от сети переменного тока напряжением 230 В (190-270 В), от аккумуляторных батарей или от передвижных источников питания (мини-электростанций). Перечень рекомендуемых сварочных аппаратов и источников питания приведен в приложениях Ж, И.

6.70 Технологический процесс соединения труб с помощью соединительных деталей с закладными нагревателями включает (рисунок 12):

- подготовку концов труб (очистка от загрязнений, механическая обработка - циклевка свариваемых поверхностей, разметка и обезжиривание);

- сборку стыка (установка и закрепление концов свариваемых труб в зажимах позиционера (центрирующего приспособления) с одновременной посадкой детали с ЗН, подключение детали с ЗН к сварочному аппарату);

- сварку (задание программы процесса сварки, пуск процесса сварки, нагрев, охлаждение соединения).

а - подготовка соединяемых элементов; б, в, г - этапы сборки стыка; д - собранный под сварку стык;

1 - труба; 2 - метка посадки муфты и механической обработки поверхности трубы; 3 - муфта; 4 - закладной нагреватель; 5 - клеммы токопровода; 6 - позиционер; 7 - токоподводящие кабели сварочного аппарата

Рисунок 12 - Схема соединения труб муфтой с закладным нагревателем

Для исключения неправильного распределения тепла внутри соединения, приводящего к сильному расплавлению полиэтилена, не рекомендуется превышать величину косого среза торца трубы а (рисунок 13), указанную в таблице 11.

а- максимальный допуск косого среза трубы; e - максимальный зазор между двумя концами труб в муфте

Рисунок 13

Таблица 11

Диаметр, мм

20-40

50

63

75

90

110

125

140

160

180

200

225

250

280

315

 

2

2

3

3

4

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

 

-

5

7

8

9

11

13

14

16

17

18

20

22

23

24

Очистку концов труб от загрязнений производят так же, как при выполнении сварки встык. Концы труб, защищенных полипропиленовой оболочкой, освобождаются от нее с помощью специального ножа. Длина очищаемых концов труб должна быть, как правило, не менее 1,5 длины раструбной части применяемых для сварки деталей.

Механическую обработку поверхности концов свариваемых труб производят на длину, равную не менее 0,5 длины используемой детали. Она заключается в снятии слоя толщиной 0,1-0,2 мм с поверхности размеченного конца трубы. Для труб диаметром до 75 мм, а также для удаления заусенец с торца трубы, как правило, применяется ручной скребок (цикля). Для труб диаметром более 75 мм, а также для труб, изготовленных из ПЭ 100 независимо от диаметра, рекомендуется использовать механический инструмент (торцовочную оправку), которая обеспечивает быстрое и равномерное снятие оксидного слоя с поверхности труб. Кольцевой зазор между трубой и соединительной деталью не должен, как правило, превышать 0,3 мм и после сборки на трубе должны быть видны следы механической обработки поверхности.

Для правильной центровки соединения после механической обработки на концы свариваемых труб наносят метки глубины посадки муфты (соединительной детали), равные половине ее длины.

Не рекомендуется превышать величину зазора между торцами труб в муфте е (рисунок 13), указанный в таблице 11.

Свариваемые поверхности труб после циклевки и муфты обезжиривают путем протирки салфеткой из хлопчатобумажной ткани, смоченной в спирте или других специальных обезжиривающих составах, которые полностью испаряются с поверхности.

Детали с закладными нагревателями, поставляемые изготовителем в индивидуальной герметичной упаковке, вскрываемой непосредственно перед сборкой, обезжириванию допускается не подвергать.

Механическую обработку и протирку труб и деталей производят непосредственно перед сборкой и сваркой. Детали с закладными нагревателями механической обработке не подвергаются.

6.71 Сборка стыка заключается в посадке муфты на концы свариваемых труб с установкой по ранее нанесенным меткам, по ограничителю или по упору в позиционере. Рекомендуется для сборки стыков труб, поставляемых в отрезках, использовать центрирующие хомуты и позиционеры, а для сборки стыков труб, проставляемых в бухтах или на катушках, использовать выпрямляющие позиционеры.

Процесс сборки включает:

- надевание муфты на конец первой трубы до совмещения торцов муфты и трубы, закрепление конца трубы в зажиме позиционера (рисунок 12, б);

- установку в упор в торец первой трубы и закрепление конца второй трубы в зажиме позиционера (рисунок 12, в);

- надвижение муфты на конец второй трубы на 0,5 длины муфты до упора в зажим позиционера (рисунок 12, г) или до метки, нанесенной на трубу;

- подключение к клеммам муфты токоподводящих кабелей от сварочного аппарата (рисунок 12, д).

В случае если муфты имеют внутренний ограничитель (кольцевой уступ), то сборка труб производится до упора торцов труб в кольцевой уступ и собранное соединение закрепляется в позиционере.

Если свариваемые концы труб имеют овальность больше 1,5% наружного диаметра трубы или 1,5 мм, то перед сборкой стыка для придания им округлой формы используют инвентарные калибрующие зажимы, которые устанавливают на трубы на удалении 15-30 мм от меток или устраняют овальность при помощи специальных приспособлений.

Во избежание повреждения закладных нагревателей (проволочных электроспиралей) надевание детали с ЗН на конец трубы или введение конца трубы в муфту производят без перекосов. Концы труб, входящие в соединительные детали, не должны находиться под действием изгибающих напряжений и под действием усилий от собственного веса. Муфты после монтажа должны свободно вращаться на концах труб от нормального усилия руки.

6.72 Трубы сваривают при обеспечении неподвижности соединения в процессе нагрева и последующего естественного охлаждения.

Параметры режимов сварки устанавливают в зависимости от вида и сортамента используемых соединительных деталей с ЗН и (или) сварочных аппаратов в соответствии с указаниями заводов-изготовителей в паспортах изделий. При включении аппарата процесс сварки происходит в автоматическом режиме.

В паспорте детали с ЗН или на штрих-коде указываются время охлаждения сварного соединения до той температуры, при которой это соединение можно перемещать, и время охлаждения до той температуры, при которой возможно нагружение газопровода опрессовочным или рабочим давлением.

6.73 Приварку к трубам седловых отводов производят в следующей последовательности:

- размечают место приварки отвода на трубе (рисунок 14);

- поверхность трубы в месте приварки отвода зачищают с помощью цикли;

- привариваемую поверхность отвода обезжиривают, а если он поставляется изготовителем в герметичной индивидуальной упаковке, вскрываемой непосредственно перед сборкой, то его обезжириванию допускается не подвергать;

- отвод устанавливают на трубу и механически прикрепляют с помощью специальных зажимов, хомутов и т.п. (рисунок 14);

- если труба в зоне приварки отвода имеет повышенную овальность (больше 1,5% наружного диаметра трубы или 1,5 мм), то перед установкой отвода трубе придают правильную геометрическую форму с помощью калибрующих зажимов, укрепляемых на трубе на расстоянии 15-30 мм от меток (зажимы снимают только после сварки и охлаждения соединения);

- подключают к контактным клеммам токоподвода сварочные кабели;

- производят сварку;

- после окончания сварки и охлаждения перед фрезерованием трубы производят визуальный контроль качества сварного соединения. Рекомендуется для проверки качества сварки через патрубок приваренного отвода подать избыточное давление воздуха внутрь седлового отвода с одновременным обмыливанием места примыкания основания отвода к газопроводу;

- производят фрезерование стенки трубы для соединения внутренних полостей отвода и трубы после полного охлаждения соединения.

а - седловой отвод с закладным нагревателем; б - отвод с разрезной муфтой с закладным нагревателем;

1 - труба; 2 - метки посадки отводов и механической обработки поверхности трубы; 3 - отвод; 4 - закладной нагреватель; 5 - полухомут; 6 - винты крепления; F- усилие прижатия отвода при сборке и сварке

Рисунок 14 - Соединение полиэтиленовой трубы и отводов с закладными нагревателями

Технология соединения полиэтиленовых труб со стальными

6.74 Полиэтиленовые втулки под фланцы, используемые для изготовления разъемных соединений "полиэтилен-сталь", соединяют с трубами сваркой встык нагретым инструментом или при помощи муфт с закладными нагревателями.

6.75 При сварке втулок под фланцы с полиэтиленовыми трубами применяют сварочные устройства, оснащенные приспособлениями для центровки и закрепления втулок.

6.76 Рекомендуется сборку и сварку втулок под фланцы с трубами производить в условиях мастерских. При этом втулку приваривают к патрубку длиной не менее 0,8-1,0 м (рисунок 15).

а - полиэтиленовых труб со стальными трубами, арматурой; б - полиэтиленовых труб между собой;

1 - фланец стальной свободный; 2 - втулка под фланец из полиэтилена; 3 - труба из полиэтилена; 4 - фланец стальной трубы, арматуры

Рисунок 15 - Фланцевые соединения

6.77 Перед приваркой готового узла (втулка-патрубок) или отдельной втулки под фланец к трубе на замыкающем участке газопровода рекомендуется предварительно надеть на трубу свободный фланец.

6.78 При сборке фланцевых соединений затяжку болтов производят поочередно, завинчивая противоположно расположенные гайки тарированным или динамометрическим ключом с усилием, регламентированным технологической картой. Гайки болтов располагают на одной стороне фланцевого соединения. Размеры фланцев приведены в приложении К.

6.79 При вварке неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" в трубопровод вначале производят сборку и сварку труб из полиэтилена, затем осуществляют сборку и сварку стыка стальных труб. Рекомендуется производить сварку перехода "полиэтилен-сталь" вначале к отрезку стальной трубы длиной до 1 м в условиях мастерских, где можно обеспечить температурные условия для зоны раструбного перехода.

При подгонке стальных труб в захлесте газовую резку и шлифовку кромки следует производить на конце стального трубопровода, а не стального патрубка переходника. В процессе подгонки и сборки стыка, выполнения прихваток и последующей электродуговой сварки полиэтиленовый патрубок должен быть защищен от брызг металла и шлака.

При электродуговой сварке стыка зона раструбного перехода "полиэтилен-сталь" не должна нагреваться более 50 °С.

Контроль качества сварки стыка стальных труб должен осуществляться в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

Типы соединений "полиэтилен-сталь" и их размеры приведены в приложении К.

Вварка трубной полиэтиленовой вставки в трубопровод, уложенный в траншею

6.80 В траншее трубные вставки вваривают в следующих случаях:

- при замыкании участков строящихся трубопроводов;

- при врезке ответвлений в ранее построенный газопровод;

- при выявлении некачественных сварных соединений.

6.81 Трубные вставки вваривают при помощи муфт с закладными нагревателями в газопроводы диаметром от 20 мм до 315 мм или сваркой встык нагретым инструментом в газопроводы диаметром от 63 мм до 160 мм, в обоснованных случаях - до 225 мм.

6.82 При вварке трубной вставки нагретым инструментом встык работы выполняют в следующем порядке:

- определяют местонахождение повреждения или дефекта трубопровода;

- освобождают от грунтовой присыпки участок трубопровода необходимой длины;

- расширяют траншею в зоне производства работ и делают приямок для размещения сварочного оборудования;

- очищают, размечают и вырезают поврежденный или заменяемый участок;

- от цельной трубы отрезают вставку требуемого размера;

- приваривают вставку к первому (с меньшей длиной освобождения) концу трубопровода;

- приваривают второй конец трубопровода (с большей длиной освобождения) к вставке с одновременным упругим изгибом трубопровода методом подъема для обеспечения осевого перемещения конца при сварке встык нагретым инструментом.

6.83 Освобождение трубопровода от грунтовой присыпки и вварку производят согласно схеме рисунка 16.

1 - траншея; 2 - неподвижный конец газопровода; 3 - приямок; 4 - вставка; 5 - сварочная машина; 6 - подвижный конец газопровода

Рисунок 16 - Схема освобождения газопровода от грунтовой присыпки по длине и вварки трубной вставки встык

6.84 Общая длина l сумосвобождаемого участка газопровода зависит от длины ввариваемой вставки lв , диаметра свариваемых труб d e, температуры окружающего воздуха To, длины сварочной установки и определяется как сумма по формуле (27)

lсум=lв+2x+2 (м),

где - длина освобождения "подвижного" конца газопровода;

l в - длина трубной вставки.

Общая длина увеличивается на 2 м с учетом закрепления в зажимах сварочной машины горизонтальных участков концов газопровода.

6.85 Длину освобождения газопровода для труб диаметром 63-225 мм при различных температурах окружающего воздуха и высоту подъема , требуемую для создания перемещения конца газопровода, следует принимать по таблице 12.

Таблица 12

 

Температура окружающего воздуха ,To °С

Диаметр трубы ,

мм

-15

-10

-5

0

+10

+20

+30

+45

 de

 2x

2x 

 y

 2x

y  

 2x

y  

 2x

y  

 2x

y  

 2x

y  

 2x

y  

63

18

1,0

18

0,9

18

0,9

17

0,9

16

0,9

14

0,8

13

0,8

11

0,8

75

20

1,0

20

1,0

20

1,0

19

1,0

18

1,0

15

0,9

14

0,8

12

0,8

90

22

1,1

22

1,1

22

1,1

21

1,0

19

1,0

17

0,9

16

0,8

13

0,8

110

25

1,1

24

1,1

24

1,1

23

1,1

21

1,0

19

1,0

17

0,9

15

0,9

125

27

1,3

27

1,3

27

1,3

26

1,2

23

1,1

20

1,1

19

1,0

16

1,0

140

29

1,6

28

1,6

28

1,6

27

1,4

25

1,3

22

1,3

20

1,2

18

1,2

160

33

1,6

32

1,6

32

1,6

31

1,6

28

1,5

25

1,4

23

1,4

20

1,3

180

35

1,7

34

1,7

34

1,7

33

1,6

29

1,6

26

1,4

24

1,4

21

1,3

200

38

1,8

37

1,8

36

1,7

35

1,7

32

1,6

28

1,6

26

1,5

23

1,4

225

40

1,8

39

1,8

39

1,7

38

1,7

24

1,7

30

1,6

28

1,5

25

1,4

6.86 Длина трубной вставки l в должна быть, как правило, не менее 500 мм и больше длины рассечки газопровода lp для труб диаметром:

- 63-90 мм

-

не

менее

чем

на

10 мм;

- 110-125 мм

-

"

"

"

"

14 мм;

- 140-160 мм

-

"

"

"

"

16 мм;

- 180-225 мм

-

"

"

"

"

20 мм.

Учитывая, что часть расплавленного полиэтилена при осадке выдавливается из плоскости сварки и образует грат, рекомендуется принимать допуски на укорочение свариваемых концов пропорционально толщине стенок по соотношению в таблице 13.

Таблица 13

Диаметр трубы, мм

63-75

90

110

125-140

160-180

200-225

Допуск, мм

3

4

5

6

7

8

6.87 Величина требуемого для сварки встык нагретым инструментом осевого перемещения конца газопровода f (рисунок 16) составляет для труб диаметром:

- 63-110 мм - 50 мм;

- 125-140 мм - 60 мм;

- 160-225 мм включительно - 80 мм.

6.88 Вырезку поврежденного участка газопровода и отрезку трубной вставки осуществляют по разметке с помощью ручной ножовки, механических труборезов роликового или гильотинного типа и др.

6.89 При сварке замыкающего стыка в процессе выполнения операций обработки торцов, оплавления и осадки подъем и опускание изогнутого конца газопровода должны быть синхронизированы с перемещением подвижного зажима центратора сварочной машины.

6.90 При вварке трубной вставки при помощи муфт с закладными нагревателями общая последовательность работ на стадии подготовки соответствует требованиям настоящего раздела, предусмотренным для сварки труб.

Освобождение газопровода от грунтовой присыпки и вварку трубной вставки производят по схемам рисунка 17, а, б, в.

1 - концы газопровода; 2 - трубная вставка; 3 - муфты; 4 - позиционер для сборки соединения; 5 - метки установки муфт; - длина освобождения концов газопровода; - длина вставки

Рисунок 17 - Схемы освобождения газопровода в траншее от грунтовой присыпки (а) и последовательности вварки трубной вставки с применением муфт с закладными нагревателями (б, в)

6.91 Освобождение газопровода от грунтовой присыпки производят на длине, определяемой суммой длин ввариваемой вставки и освобождения концов газопровода (рисунок 17, а).

При вварке вставки с помощью муфт ее длина должна быть, как правило, равна длине рассечки газопровода , но не менее 500 мм.

Длина освобождения конца газопровода , зависящая от длины муфты (диаметра трубы) и длины позиционера для сборки соединения, ориентировочно составляет для труб диаметром:

- до 63 мм - 0,2 м;

- от 63 до 125 мм - 0,5 м;

- от 125 до 315 мм - 1,0 м.

6.92 Установку трубной вставки и муфт в рассечку газопровода и сварку производят в следующей последовательности (рисунок 17, б, в):

- на подготовленные к сборке концы газопровода надевают муфты: под один из концов газопровода с муфтой подводят позиционер, в нем закрепляют конец газопровода (механическую обработку поверхности концов свариваемых труб производят на длину, равную не менее 1,0 длины муфты);

- в рассечку газопровода вводят трубную вставку, один конец которой закрепляют в зажиме позиционера;

- на оба конца трубной вставки надвигают муфты с установкой их по меткам или по упору (в позиционере);

- к муфте, установленной в позиционере, подключают сварочный аппарат и производят сварку;

- после охлаждения первого соединения позиционер устанавливают на второе соединение и производят сварку.

6.93 Допускается при наличии двух позиционеров производить сборку и сварку одновременно двух соединений трубной вставки.

1 - концы газопровода; 2 - трубная вставка; 3 - муфты; 4 - позиционер для сборки соединения; 5 - метки установки муфт; l - длина освобождения концов газопровода; lв- длина вставки

Рисунок 17 - Схемы освобождения газопровода в траншее от грунтовой присыпки (а) и последовательности вварки трубной вставки с применением муфт с закладными нагревателями (б, в)

6.91 Освобождение газопровода от грунтовой присыпки производят на длине, определяемой суммой длин ввариваемой вставки и освобождения концов газопровода (рисунок 17, а).

При вварке вставки с помощью муфт ее длина lв должна быть, как правило, равна длине рассечки газопровода lр, но не менее 500 мм.

Длина освобождения конца газопровода l , зависящая от длины муфты (диаметра трубы) и длины позиционера для сборки соединения, ориентировочно составляет для труб диаметром:

- до 63 мм - 0,2 м;

- от 63 до 125 мм - 0,5 м;

- от 125 до 315 мм - 1,0 м.

6.92 Установку трубной вставки и муфт в рассечку газопровода и сварку производят в следующей последовательности (рисунок 17, б, в):

- на подготовленные к сборке концы газопровода надевают муфты: под один из концов газопровода с муфтой подводят позиционер, в нем закрепляют конец газопровода (механическую обработку поверхности концов свариваемых труб производят на длину, равную не менее 1,0 длины муфты);

- в рассечку газопровода вводят трубную вставку, один конец которой закрепляют в зажиме позиционера;

- на оба конца трубной вставки надвигают муфты с установкой их по меткам или по упору (в позиционере);

- к муфте, установленной в позиционере, подключают сварочный аппарат и производят сварку;

- после охлаждения первого соединения позиционер устанавливают на второе соединение и производят сварку.

6.93 Допускается при наличии двух позиционеров производить сборку и сварку одновременно двух соединений трубной вставки.

МОНТАЖНЫЕ И УКЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ

Общие положения

6.94 Работы по укладке газопроводов рекомендуется производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С и не выше плюс 30 °С.

При укладке газопроводов при более низкой температуре наружного воздуха необходимо организовать их подогрев до требуемой температуры. Это условие может быть выполнено путем пропуска подогретого воздуха через подготовленный к укладке газопровод. При этом температура подогретого воздуха не должна быть более плюс 60 °С.

При укладке полиэтиленовых газопроводов необходимо учитывать специфические особенности материала труб: высокий коэффициент линейного удлинения (в 10-12 раз выше, чем у стальных) и более низкие по сравнению с металлическими трубами механическую прочность и жесткость, поэтому укладку газопроводов рекомендуется производить в наиболее холодное время суток летом, а зимой - в наиболее теплое время.

6.95 Допустимые радиусы упругого изгиба при монтаже и укладке газопровода (краткосрочное напряжение трубы) в зависимости от температуры окружающего воздуха определяются по графику, приведенному на рисунке 18.

Рисунок 18 - Зависимость отношения радиуса упругого изгиба газопроводов p к наружному диаметру трубы de от температуры окружающего воздуха T при монтаже и укладке газопроводов

6.96 Газопроводы можно монтировать из готовых секций, которые изготавливаются в условиях базы, развозятся и раскладываются вдоль трассы, после чего они соединяются в плети, или из одиночных труб.

6.97 Доставлять трубы или секции на трассу рекомендуется непосредственно перед производством монтажных и укладочных работ.

6.98 Укладка в траншею газопроводов производится, как правило, после окончания процесса сварки и охлаждения соединения, а также демонтажа сварочной техники (позиционеров).

Перед укладкой трубы подвергаются тщательному осмотру с целью обнаружения трещин, подрезов, рисок и других механических повреждений.

6.99 Не рекомендуется сбрасывание плети на дно траншеи или ее перемещение волоком по дну траншеи без специальных приспособлений.

6.100 Открытые с торцов плети газопроводов во время производства работ рекомендуется закрывать инвентарными заглушками.

6.101 При укладке газопроводов в траншею выполняют мероприятия, направленные на снижение напряжений в трубах от температурных изменений в процессе эксплуатации:

- при температуре труб (окружающего воздуха) выше плюс 10 °С производится укладка газопровода свободным изгибом ("змейкой") с засыпкой - в наиболее холодное время суток;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 10 °С возможна укладка газопровода прямолинейно, в том числе и в узкие траншеи, а засыпку газопровода в этом случае производят в самое теплое время суток.

6.102 В зимний период газопровод укладывают на талый грунт. В случае промерзания дна траншеи осуществляют подсыпку дна траншеи песком или мелкогранулированным талым грунтом, сохраняя нормативную глубину заложения газопровода.

6.103 При укладке газопроводов в скальных и каменистых грунтах и на промороженное дно траншеи для обеспечения защиты газопровода от механических повреждений при укладке и засыпке рекомендуется применять мелкогранулированный грунт, песок или пенополимерные материалы (ППМ). Трубы с защитным покрытием допускается укладывать непосредственно на спланированное дно траншеи.

6.104 Нанесение пенополимерного материала на дно траншеи осуществляется с помощью автономной пеногенерирующей установки, перемещающейся вдоль траншеи и обеспечивающей подачу ППМ по гибкому рукаву. Толщина образуемого на дне траншеи слоя пенополимерного материала должна составлять 200-250 мм, плотность материала - 23-25 кг/м . Время выдержки пенополимерного материала (технологический разрыв между нанесением ППМ и укладкой газопровода) составляет не менее 8 ч. После укладки газопровод, частично проседая, уплотняет пенополимерный слой, образуя корытообразную постель, предохраняющую поверхность труб от механических повреждений выступающими неровностями дна траншеи.

6.105 Укладку газопроводов диаметром 110 мм и менее можно производить с использованием ремней, текстильных строп, текстильных канатов, брезентовых полотенец. Пролеты следует принимать по таблице 14.

Таблица 14

Обозначение расстояний

(пролетов)

Значения расстояний, м, в зависимости от диаметра газопровода, мм

 

63 и менее

75-110

125-160

180-225

l1

12-15

15-18

17-20

20-24

l2

8-10

10-12

12-15

14-17

l3

20-23

25-28

30-34

35-40

6.106 При непрерывном методе укладки газопровода диаметром более 160 мм с использованием двух трубоукладчиков следует действовать в соответствии со схемами рисунка 19.

а - с траверсой головного трубоукладчика; б - с траверсой у заднего трубоукладчика; в - с траверсами у обоих трубоукладчиков;

1 - задний трубоукладчик; 2 - головной трубоукладчик; 3 - трубная плеть

Рисунок 19 - Схемы укладки газопроводов с бермы траншеи с применением траверс

Расстояния (пролеты):

- l1 - от начала подъема трубы до трубоукладчика (по центру);
- l2- между трубоукладчиками (по центру);
- l3 - от трубоукладчика (по центру) до конца опуска трубы в траншею
принимаются по таблице 14, при этом следует учитывать, что большее значение расстояний используется при наличии траверс у обоих трубоукладчиков.

Следует отметить, что толщина стенки труб не оказывает влияния на выбор этих расстояний, т.е. они должны быть одинаковы для труб SDR 11 и для труб SDR 17,6.

6.107 При прокладке газопроводов в узкой строительной полосе рекомендуется применять (на прямых участках) способ монтажа газопровода методом протягивания.

Для этого в начальной точке участка трассы устраивается накопительная площадка и устанавливается сварочный пост, а в конечной точке этого участка устанавливается тяговая лебедка. Затем разрабатывается траншея, по которой протягивается плеть по мере наращивания. Для уменьшения трения и тягового усилия (что позволяет увеличить длину протягиваемой плети), а также исключения возможных механических повреждений газопровода на дне траншеи устанавливаются направляющие ролики или устраивается постель из пенополимерных материалов, по которой скользит плеть.

6.108 Через болота и обводненные участки газопровод рекомендуется укладывать способом протаскивания или сплава.

Усилие, прилагаемое к газопроводу во время его протягивания и протаскивания, не рекомендуется превышать более величин, указанных в таблице 15.

Таблица 15

Диаметр газопровода, мм

Сила натяжения, даН

20-25

80

32-40

140

50

330

63-90

500

110-125

1500

160-180

3300

200-225

6500

250-315

10900

6.109 При прокладке газопроводов под дорогами и другими препятствиями применяются бестраншейные методы прокладки защитных футляров, включающие прокол, продавливание и наклонно-направленное бурение.

6.110 В подготовленный футляр протаскивается с помощью лебедки заранее испытанная плеть. На головную часть плети надевается буксировочная головка, которую крепят к тяговому канату. Конструкция буксировочной головки должна обеспечивать передачу тяговых усилий согласно таблице 15.

6.111 Работы по укладке плетей газопровода могут выполняться методом бестраншейного заглубления. Для укладки газопроводов диаметром 20-160 мм бестраншейным способом применяются ножевые трубозаглубители. Ножевой щелерез должен иметь устройство, предохраняющее полиэтиленовые трубы от недопустимых напряжений при укладке.

Кроме того, возможно использование индустриальных технологий, основанных на совмещении работ по рытью траншей (цепными и роторными траншеекопателями) и укладке газопроводов. При этом температурный перепад между температурой укладки и температурой эксплуатации газопровода не должен превышать 30 °С.

При бестраншейной прокладке в грунтах по трассе строительства не должно быть каменистых включений, щебня.

Укладка длинномерных труб

6.112 Трубы, поступающие в бухтах или на катушках, имеют небольшие погонный вес и модуль упругости. Это позволяет совместить процессы рытья траншеи и укладку.

Для рытья траншеи и укладки газопровода используются специально оборудованные одноковшовые или многоковшовые экскаваторы.

6.113 Возможно использование буровых установок для рытья траншей в мерзлых грунтах или для рытья узких траншей в грунтах без каменистых включений.

6.114 Укладка плетей из бухты может производиться и в заранее подготовленную траншею. При этом применяют два способа производства работ:

- разматывание трубы с неподвижной бухты и ее укладка в траншею протаскиванием;

- разматывание трубы с подвижной бухты и ее укладка в траншею путем боковой надвижки.

Первый способ может применяться при наличии в траншее или над ней поперечных препятствий (газопроводы, линии связи, линии электропередачи).

6.115 Из бухты в траншею могут укладываться одновременно два газопровода; при этом разматывание труб осуществляется одновременно с двух бухт, установленных по обе стороны, или по одну сторону траншеи.

6.116 Размеры полиэтиленовых труб в бухтах и на катушках устанавливаются договором (контрактом), заключенным между поставщиком труб и заказчиком (в соответствии с ГОСТ Р 50838).

6.117 Разматывание труб из бухт осуществляют при температуре наружного воздуха не ниже плюс 5 °С. Допускается вести разматывание и при более низких температурах, если созданы условия для предварительного подогрева труб на катушке до температуры не менее плюс 5 °С. При этом не рекомендуются перерывы в работе до полной укладки плети из бухты.

В случае если плеть газопровода охладится до предельно допустимой температуры, укладку необходимо приостановить, а бухту с оставшейся трубой вновь подогреть.

Возможен вариант установки специального тепляка с подогревателем непосредственно на платформе укладочной машины, что обеспечит непрерывную укладку плети.

Для устранения повышенной овальности труб и придания прямолинейной формы по всей длине могут быть использованы ручные или гидравлические выпрямители.

6.118 Рекомендуемая скорость разматывания бухты - до 0,8-1,0 км/ч.

6.119 Для устройства узких траншей с последующей укладкой газопровода рекомендуется использовать малогабаритные цепные траншеекопатели, щеленарезные машины.

6.120 Узкие траншеи (щели), разработанные роторными и цепными экскаваторами и щеленарезными машинами, могут быть засыпаны щелезасыпщиком, который, перемещаясь в сцепке с тягачом землеройно-укладочной машины, осуществляет непрерывную засыпку рабочим органом грейдерного типа.

СТРОИТЕЛЬСТВО ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ИСКУССТВЕННЫЕ И ЕСТЕСТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

6.121 При строительстве полиэтиленовых газопроводов могут быть два вида конструкции перехода: в футляре (по схеме "труба в трубе") и без футляра - полиэтиленовый газопровод протаскивается напрямую, например с использованием метода наклонно-направленного бурения.

6.122 Метод наклонно-направленного бурения может использоваться для прокладки полиэтиленовых труб при благоприятных грунтовых условиях (отсутствие по трассе скальных и гравийных грунтов, грунтов с включением валунов и булыжника или грунтов типа плывунов), а также технической и экономической целесообразности, определяемых в процессе изысканий и проектирования.

6.123 При прокладке по схеме "труба в трубе" вначале может протаскиваться футляр, а затем в него протягивается полиэтиленовая труба или они протаскиваются одновременно.

6.124 При любой схеме прокладки перед протяжкой подготовленную плеть рекомендуется тщательно осмотреть и испытать на герметичность в соответствии с СНиП 42-01.

Предпочтение при этом отдается укладке длинномерных полиэтиленовых труб. При формировании плети из труб мерной длины их соединение производится сваркой встык с обязательной проверкой стыков методом ультразвукового контроля или муфтами с закладными нагревателями.

6.125 Для предотвращения механических повреждений полиэтиленовых труб при их размещении внутри защитного футляра допускается применять:

- центрирующие хомуты-кольца, изготавливаемые из труб того же диаметра, длиной 0,5 путем разрезки их по образующей и установки (после нагрева) на протягиваемую плеть на расстоянии 2-3 м друг от друга и закрепления на трубе липкой синтетической лентой;

- предварительную очистку внутренней поверхности футляра с целью устранения острых кромок сварных швов;

- предварительный пропуск контрольного образца полиэтиленовой трубы (не менее 3 м) с последующей поверкой на отсутствие повреждений поверхности трубы;

- гладкие раструбные втулки в местах входа и выхода полиэтиленовой трубы из непластмассового футляра;

- другие способы защиты, предусмотренные проектной документацией.

6.126 Монтаж рабочей плети для протягивания осуществляется в точке, противоположной месту расположения бурового станка. К переднему концу рабочей плети устанавливается оголовок с серьгой, воспринимающий тяговое усилие. Протягивание рабочей плети в скважину не должно сопровождаться ее скручиванием. Для этого между плетью и расширителем помещается вертлюжное устройство, исключающее скручивание плети.

К оголовку газопровода присоединяются последовательно: вертлюг, расширитель и конец буровой колонны, идущий к буровой установке.

6.127 Контроль за процессом протаскивания плети в скважину ведется непрерывно путем измерения усилия натяга, которое нарастает по мере втягивания плети в скважину. Нарастание должно происходить плавно без рывков.

6.128 По окончании протаскивания через скважину плети производится ее продувка.

6.129 После протягивания в скважину полиэтиленовой плети без футляра целесообразно произвести по ней предварительный пропуск калибра (с контролем усилия его прохождения), чтобы убедиться, не произошла ли деформация скважины в процессе операции протягивания.

БАЛЛАСТИРОВКА И ЗАКРЕПЛЕНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

6.130 В зависимости от грунтовых и гидрологических условий могут применяться следующие виды балластировки и закрепления газопроводов:

- утяжелители из высокоплотных материалов (железобетонные, чугунные, шлакобетонные и т.п.);

- утяжелители из минерального грунта;

- грунтовая засыпка с использованием текстильных полотнищ;

- анкерные устройства.

Газопроводы, проложенные бестраншейными методами, балластировке и закреплению не подлежат.

6.131 При выборе средств для балластировки соблюдают требование, связанное с ограничением предельно допустимого значения овализации труб, - не более 5%.

6.132 К утяжелителям из высокоплотных материалов относятся седловидные пригрузы, охватывающие трубу по бокам, и кольцевые пригрузы. Для предохранения труб от механических повреждений под седловидные и кольцевые пригрузы подкладываются защитные коврики из негниющих материалов (резинотканевые, полиэтиленовые и др.). В качестве силового пояса для охватывающих пригрузов используются синтетические ткани (капроновая, нейлоновая и т.п.).

Утяжелители из минерального грунта используются в виде полимер-контейнеров, удлиненных контейнеров, спаренных контейнеров.

6.133 Балластировка грунтовой присыпкой включает в себя следующие способы:

- использование гибких полотнищ из геотекстильных материалов для увеличения площади давления грунта на газопровод;

- повышенное заглубление газопровода.

6.134 Анкерные устройства включают: винтовые анкеры, свайные с раскрывающимися лепестками и дисковые (в многолетнемерзлых грунтах).

6.135 Выбор конструкций, способов балластировки и закрепления газопроводов определяется проектом, исходя из:

- инженерно-геологических условий трассы;

- рельефа местности, характера горизонтальных и вертикальных кривых;

- типа болот и уровня грунтовых вод;

- методов и сроков производства работ;

- глубины и ширины водных преград.

6.136 Утяжелители из плотных материалов используются на участках, где газопровод опирается на основания из минерального грунта; анкерные устройства применяются на участках, где глубина болот превышает глубину заложения газопровода. Балластировка минеральным грунтом применяется на участках с прогнозируемым обводнением и на болотах мелкого заложения (до верха газопровода) при отсутствии воды в траншее в момент производства работ.

6.137 Установка анкерных тяг в траншее производится до укладки газопровода, монтаж силовых поясов производится после отлива (отвода) воды из траншеи и укладки газопровода на проектную отметку.

6.138 Балластирующие устройства на газопроводе устанавливаются на равном расстоянии друг от друга, групповая их установка не рекомендуется.

6.139 К применению для изготовления контейнеров допускаются тканые или нетканые синтетические материалы, соответствующие утвержденным ТУ.

6.140 Контейнеры изготавливаются трех видов: с металлическим каркасом (полимер-контейнерные балластирующие устройства), без металлического каркаса и спаренные.

6.141 В зимнее время заполнение балластирующих устройств контейнерного типа производят рыхлым грунтом, без примесей льда и снега.

6.142 Гибкое полотнище из геотекстильных материалов применяется в водонасыщенных минеральных грунтах. При этом засыпку газопровода ведут в две стадии: присыпка экскаватором газопровода на 0,4-0,5 м выше верхней образующей (не допуская поперечного смещения газопровода), засыпка бульдозером с образованием валика грунта над газопроводом.

6.143 При балластировке газопровода с применением нетканых синтетических материалов соединение полотен в продольном направлении производится укладкой внахлест (не менее 0,5 м), а в поперечном направлении - сваркой или прошивкой синтетическими нитками.

6.144 Спаренные контейнеры представляют собой два мешка из технической (геотекстильной) ткани, соединенных между собой полотном на промышленном швейном оборудовании. Они заполняются грунтом вне строительной полосы, навешиваются на газопровод краном-трубоукладчиком и применяются при отсутствии минерального грунта в отвале или когда невозможно удалить воду из траншеи. Контейнеры заполняются грунтом на специальном загрузочном бункере с послойным трамбованием грунта трамбовочными механизмами. При отрицательной температуре контейнер заполняют в условиях, исключающих смерзание грунта.

6.145 Анкерные устройства могут быть винтового типа, раскрывающегося типа и вмораживаемые. Каждый тип состоит из самого анкера, анкерной тяги и силового пояса. Ширина силового пояса выбирается из условия допустимых контактных напряжений на стенку трубы.

Вмораживаемые анкеры применяются при прокладке газопровода в вечномерзлых грунтах. В пучинистых грунтах анкеры снабжаются ограничителями усилий.

Винтовые анкеры применяются в глинистых и суглинистых грунтах, а анкеры раскрывающегося типа - в песчаных и супесчаных грунтах.

Вмораживаемые анкеры применяются в твердомерзлых песчаных и глинистых грунтах при условии нахождения анкеров (рабочих лопастей) в вечномерзлом грунте в течение всего срока их эксплуатации.

6.146 К твердомерзлым относятся песчаные и глинистые грунты, если их температура ниже значений, равных:

- для песков крупных и средней крупности - минус 0,1 °С;

- для песков мелких и пылеватых - минус 0,3 °С;

- для супесей - минус 0,6 °С;

- для суглинков - минус 1,0 °С;

- для глин - минус 1,5 °С.

Длина части анкера, взаимодействующая с многолетнемерзлым грунтом в процессе эксплуатации газопровода, должна быть не менее 1 м (СНиП 2.02.04). Конструкция ограничителя усилий обеспечивает работоспособность анкера:

- на участках болот - в течение всего периода эксплуатации;

- на участках минеральных грунтов - в течение периода времени, необходимого для полной стабилизации свойств грунтов обратной засыпки (3-7лет).

Средняя расчетная температура грунта по длине вымороженной части анкера, при которой возможна установка вмораживаемых буроспускных анкеров, должна быть не выше минус 0,5 °С для песчаных грунтов и минус 1 °С - для глинистых грунтов.

6.147 Установка вмораживаемых анкеров в многолетнемерзлые грунты производится в зимний период с выдержкой без засыпки траншеи для обеспечения смерзания анкеров с грунтом для получения расчетной удерживающей способности.

Погружение анкеров в грунт производится буроспускным и опускным способами. Отклонения положений анкеров от проектных не должны превышать: 5 см по глубине и ±0,5 м вдоль газопровода.

Буроспускной способ применяется в твердомерзлых грунтах при их температуре не ниже 0,5 °С.

Опускной способ целесообразно применять в грунтах песчаного и песчано-глинистого состава, содержащих не более 15% крупнообломочных включений при средней температуре грунтов по глубине погружения минус 1,5 °С и ниже.

Диаметр разрабатываемой в многолетнемерзлых грунтах скважины должен превышать диаметр диска устанавливаемого в нее анкера не менее чем на 3 см при диаметре анкера до 200 мм и на 5 см - при диаметре анкера свыше 200 мм. При этом пространство между стенками скважин и анкером должно быть заполнено грунтовым (песчаным) раствором, состав и консистенция которого подбираются в соответствии с указаниями СНиП 3.03.01.

Для погружения анкеров опускным способом с парооттаиванием грунта следует применять передвижной парогенератор с рабочим давлением 1,0 МПа, например типа Д-563, резинотканевые пароотводные шланги на давление 1,5-2,0 МПа по ГОСТ 18698 и комплект паровых игл, изготовляемых из стальных труб диаметром 25-30 мм.

Производительность парогенератора следует выбирать по количеству одновременно работающих паровых игл, исходя из расчетного срока расхода пара 15-20 кг/ч на одну работающую иглу.

6.148 Приемочный контроль качества балластировки и закрепления газопроводов производится с целью проверки соответствия выполненных работ проекту. Проверяется правильность:

- количества установленных утяжелителей и анкерных устройств;

- расстояния между утяжелителями или анкерными устройствами;

- длины балластируемых участков.

Несущая способность анкеров проверяется в соответствии с требованиями ГОСТ 5686, испытывается 2% количества установленных на каждом участке.

Выполнение балластировки газопровода оформляется отдельным актом приемки работ.

ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ

6.149 Очистку полости газопроводов выполняют продувкой воздухом. Допускается пропуск очистных поршней из эластичных материалов. Продувка осуществляется скоростным потоком (15-20 м/с) воздуха под давлением, равным рабочему. Газопровод очищается участками или целиком в зависимости от его конфигурации и протяженности.

Продолжительность продувки должна составлять не менее 10 мин, если в проектной документации не содержится других требований.

6.150 Диаметр выходного патрубка и полнопроходного крана на нем должен составлять не менее 0,3 диаметра продуваемого участка.

Продувка считается законченной, когда из продувочного патрубка начинает выходить струя незагрязненного сухого воздуха. Во время продувки участки газопровода, где возможна задержка грязи (переходы, отводы и пр.), рекомендуется простукивать неметаллическими предметами (дерево, пластмасса), не повреждающими поверхность трубы.

6.151 Для продувки и пневматического испытания газопроводов применяют компрессорные установки, соответствующие по мощности и производительности диаметру и длине испытываемого газопровода.

Реконструкция
Контроль качества работ общие положения
Испытания и приемка газопроводов
Приложение А. Полиэтиленовые газовые трубы, соединительные элементы и их производители
Приложение Б. Маркировка полиэтиленовых профилированных труб
Приложение В. Буквенные обозначения величин и единицы их измерения, принятые в расчетах на прочность и устойчивость
Приложение Г. Примеры расчета на прочность и устойчивость
Приложение Д. Параметры технологического режима стыковой сварки нагретым инструментом труб и деталей из полиэтилена
Приложение Е. Машины (установки) для стыковой сварки труб из полиэтилена нагретым инструментом
Приложение Ж. Аппараты для сварки полиэтиленовых труб деталями с закладными нагревателями
Приложение И. Источники питания для сварочной техники (мини-электростанции)
Приложение К. Разъемные соединения "полиэтилен-сталь на плоских фланцах
Приложение Л. Монтажные котлованы с несанируемым участком (катушка,тройник, отвод) газопровода
Приложение М. Порядок оформления контрольных образцов
Приложение Н. Методика определения внешнего вида и размеров сварных соединений
Приложение П. Методика испытаний сварных соединений на осевое растяжение
Приложение Р. Методика ультразвукового контроля сварных соединений
Приложение С. Критерии оценки качества группы дефектов (Извлечение из методики ультразвукового контроля качества сварных стыковых соединений полиэтиленовых газопроводов АО "ВНИИСТ")
Приложение Т. Методика испытаний сварных муфтовых соединений на сплющивание
Приложение У. Методика испытаний седловых отводов на отрыв
Приложение Ф. Методика испытаний стыковых соединений на статический изгиб
Приложение X. Методика испытаний сварных соединений на стойкость к постоянному внутреннему давлению
Приложение Ц. Методика испытаний сварных соединений на длительное растяжение
Приложение Ш. Методика испытаний сварных соединений на стойкость к удару