Законодательная база Российской Федерации

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ДО 300 ММ. СП 42-101-96

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
(обязательное)

Сварка нагретым инструментом встык - вид сварки полиэтиленовых труб, при котором трубы соединяются между собой расплавленными торцами. Расплавление торцов происходит в результате их предварительного контакта с нагревательным инструментом, удаляемым затем из зоны сварки. Используется для соединения труб Дн 63 мм и выше.

Сварка при помощи деталей с закладными нагревателями - вид сварки полиэтиленовых труб, при котором трубы соединяются между собой при помощи специальных соединительных деталей (муфт, седловых отводов, реже тройников и переходов), имеющих на внутренней поверхности встроенную электрическую спираль. Получение сварного соединения происходит в результате расплавления полиэтилена на соединенных поверхностях труб и деталей за счет тепла, выделяемого при протекании электрического тока по электрической спирали. Используется для соединения труб dе до 225 мм (включительно).

В	- ширина траншеи на уровне верха газопровода, м;
Е	- модуль ползучести материала труб при длительном действии нагрузки и температуры, МПа;
Е_о	- модуль ползучести материала труб при растяжении, МПа;
Е_gr	- модуль деформации грунта засыпки, МПа;
Н_w	- высота столба грунтовой воды над верхом трубопровода, м;
I	- момент инерции сечения трубы, см4;
К	- коэффициент, характеризующий призму выпора грунта;
К_emb	- коэффициент концентрации давления грунта в насыпи;
К_gr	- коэффициент вертикального давления грунта;
L	- размер ПКБУ в направлении поперек оси газопровода, м;
Р_cr	- предельная (критическая) величина внешнего равномерного радиального давления, МПа;
Р_gr	- параметр жесткости засыпки, МПа;
Р_hrd	- параметр жесткости сечения газопровода, МПа;
Р_vac	- величина возможного вакуума в газопроводе. МПа;
Рw	- внешнее гидростатическое давление, МПа;
Q	- полная погонная приведенная нагрузка, действующая на газопровод, н/м;
Q_a	- суммарная погонная нагрузка на газопровод, действующая вверх, н/м;
Q_p	- суммарная погонная нагрузка на газопровод, действующая вниз, н/м;
Q_b	- погонная нагрузка на газопровод от веса балластирующего груза, н/м;
Q_j	- равнодействующие погонных вертикальных нагрузок на газопровод (от давления грунта, равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки, нагрузки от веса (трубопровода и транспортируемой среды, нагрузки от гидростатического давления грунтовых вод), н/м;
R	- длительное сопротивление разрушению материала трубы, МПа;
V	- объем одного комплекта ПКБУ, м3;
Т	- температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании газопровода, °С;
С	- удельное сцепление грунта засыпки, н/м2;
d_е, d_i	- наружный и внутренний диаметры газопровода, м;
е	- коэффициент пористости грунта засыпки;
g	- ускорение свободного падения, м/с2;
g_s	- удельный вес частиц грунта засыпки, н/м3;
g_sb	- удельный вес грунта с учетом выталкивающей силы воды, н/м3;
h	- расстояние от верха трубы до поверхности земли, м;
h_s	- расстояние от верха засыпки до оси трубы, м;
l	- длина группы ПКБУ, м;
n	- количество комплектов ПКБУ в группе;
Р	- рабочее (нормативное) давление, МПа;
q_b	- погонная нагрузка на газопровод от балласта (вес на воздухе), н/м;
q_dw	- погонная нагрузка от собственного веса газопровода, н/м;
q_ev	- интенсивность равномерно распределенной нагрузки на поверхности грунта, н/м;
q_g	- погонный вес грунта над ПКБУ, н/м;
q_gr	- погонная нагрузка от давления грунта, н/м;
q_NSM	- погонная удерживающая способность грунта обратной засыпки с применением НСМ, н/м;
q_PKBU	- погонная удерживающая способность ПКБУ с находящимся в нем грунтом, н/м;
q_s	- погонная нагрузка от веса транспортируемой среды, н/м;
q_w	- погонная выталкивающая сила воды, действующая на газопровод, н/м;
q_ро	- погонная нагрузка от упругого отпора при свободном изгибе газопровода, н/м;
t	- толщина стенки трубы, м;
альфа	- коэффициент линейного расширения материала труб;
бетта	- угол поворота оси газопровода, радианы;
бетта_j	- коэффициенты приведения нагрузок;
гамма_b	- коэффициент надежности по балласту;
гамма_fl	- коэффициент надежности устойчивости положения газопровода против всплытия;
гамма_t	- коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материала труб;
Эта	- коэффициент учета бокового давления грунта на газопровод;
Тета	- коэффициент учета совместного действия отпора грунта и внутреннего (внешнего) давления;3
мю	- коэффициент Пуассона материала труб;
Дзета	- коэффициент учета распределения нагрузки и опорной реакции на газопровод;
ро	- радиус упругого изгиба оси газопровода, м;
ро_b	- плотность балласта, кг/м3;
ро_dw	- плотность материала трубы, кг/м3;
ро_s	- плотность транспортируемой среды при рабочем давлении, кг/м3;
ро_w	- плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3;
[сигма]	- допускаемое напряжение, МПа;
сигма_ln	- продольное фибровое напряжение, МПа;
сигма_N	- продольное осевое напряжение, МПа;
сигма_тета	- тангенциальное (кольцевое) напряжение, МПа;
фи	- угол внутреннего трения грунта засыпки, радианы;
сигма_PT	- предел текучести при растяжении, МПа;
Эпсилон_pp	- относительное удлинение при разрыве, %.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
(справочное)

СНиП 1.02.07-87. Инженерные изыскания для строительства.

СНиП 1.06.05-85. Положение об авторском надзоре проектных организаций за строительством предприятий, зданий и сооружений.

СНиП 2.01.01-82. Строительные климатология и геофизика.

СНиП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия.

СНиП П-7-81. Строительство в сейсмических районах.

СНиП 2.04.08-87. Газоснабжение.

СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги.

СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.

СНиП 2.07.01-89. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений.

СНиП 3.01.04-87. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения.

СНиП 3.05.02-88*. Газоснабжение.

СНиП 3.01.01-85*. Организация строительного производства. Правила безопасности в газовом хозяйстве. Москва, Недра, 1991.

Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации. С.-Петербург, Недра, 1992.

ГОСТ 50838-95. Трубы из полиэтилена для газопроводов.

ТУ 6-19-352-87. Трубы из полиэтилена низкого давления для газопроводов.

ТУ 6-19-359-87. Детали соединительные из полиэтилена низкого давления для газопроводов.

ТУ 6-49-04719662-120-94. Трубы из полиэтилена средней плотности для газопроводов.

РД 243 РСФСР 3.4-91. Руководство по проектированию и строительству внутрипоселковых газопроводов из полиэтиленовых труб. Саратов, 1991.

РД 3-9-90. Рекомендации по подбору трубопроводной запорной и регулирующей (заслонки) арматуры и компенсаторов для систем газоснабжения объектов. Саратов, 1990.

Альбом технологических карт по строительству газопроводов из полиэтиленовых труб на территории населенных пунктов. Саратов, 1995.

Альбом технологических карт по строительству газопроводов из полиэтиленовых труб. Саратов, 1991.

Технологические карты по бесколодезной прокладке разъемных и неразъемных соединений "полиэтилен-сталь". Саратов, 1991.

Альбом технологических карт по реконструкции стальных газопроводов методом протяжки полиэтиленовых труб. Саратов, 1991.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3
(обязательное)

1. В проектах на прокладку трубопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды при сооружении трубопроводов и последующей их эксплуатации.

2. При прокладке трубопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений - перемычки, предотвращающие проникновение в траншею воды и распределение ее вдоль трубопровода.

3. При прокладке вдольтрассовых проездов на пересечениях через балки, овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропускных сооружений (лотков, труб и т.п.). Поперечное сечение водопропускных сооружений следует определять по максимальному расходу воды повторяемостью один раз в 50 лет.

4. Крепление незатопляемых берегов в местах пересечения подземными трубопроводами следует предусматривать до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м - над высотой вкатывания волн на откос.

На затопляемых берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем к откосу, длиной 1-5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости от геологических и гидрологических условий.

5. При прокладке трубопроводов по опасным в термоэрозионном отношений склонам и вблизи термоабразивных берегов водоемов проектом должны предусматриваться специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов:

мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;

подсыпка песчано-гравийной смесью;

дренаж и сток вод;

выравнивание и уплотнение грунтового валика над трубопроводом.

6. Требования по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

7. Требования к рекультивации должны регламентироваться в проекте в виде самостоятельных подразделов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4
(справочное)

(извлечение из Пособия по проектированию оснований зданий и сооружений к СНиП 2.02.01-83)

К пучинистым грунтам относятся пылевато-глинистые грунты, пески пылеватые и мелкие, а также крупнообломочные грунты с пылевато-глинистым заполнителем, имеющие к началу промерзания влажность выше определенного уровня.

При проектировании следует учитывать возможность повышения влажности грунта за счет подъема уровня подземных вод, инфильтрации поверхностных вод и экранирования поверхности.

По степени морозоопасности все пучинистые грунты подразделяются на пять групп, приведенных в таблице.

Подразделение грунтов на группы по морозостойкости

Принадлежность глинистого грунта к одной из групп оценивается параметром R_f, определяемым по формуле:

,

где: - влажности в пределах слоя промерзающего грунта, соответствующие природной, на границах раскатывания и текучести, доли единицы;

омега_cr - расчетная критическая влажность, ниже значения которой прекращается перераспределение влаги в промерзающем грунте, доли единицы;

M_o - безразмерный коэффициент, численно равный при открытой поверхности промерзающего грунта абсолютному значению среднезимней температуры воздуха.

Крупнообломочные грунты с песчаным заполнителем, а также пески гравелистые, крупные и средние, не содержащие пылевато-глинистых фракций, относятся к непучинистым грунтам при любом положении уровня подземных вод.

К просадочным грунтам относятся грунты, которые при повышении влажности выше определенного уровня дают дополнительные деформации просадки от внешней нагрузки и (или) собственного веса грунта.

Грунтовые условия площадок, сложенных просадочными грунтами, в зависимости от возможности проявления просадки грунтов от собственного веса подразделяются на два типа:

I тип - грунтовые условия, в которых возможна в основном просадка грунтов от внешней нагрузки, а просадка грунтов от собственного веса отсутствует или не превышает 5 см;

II тип - грунтовые условия, в которых помимо просадки грунтов от внешней нагрузки возможна их просадка от собственного веса и размер ее превышает 5 см.

К скальным грунтам относятся грунты с жесткими (кристаллизационными или цементационными) структурными связями и практически несжимаемые при нагрузках.

Скальные грунты, подвергаясь природным процессам выветривания, теряют свою сплошность в залегании, становятся трещиноватыми, а затем разрушаются до кусков различной крупности, промежутки между которыми заполняются мелкозернистыми материалами.

Закарстованные территории характеризуются образованием карстовых деформаций - проводов (деформаций земной поверхности с нарушением сплошности грунтов, образующихся вследствие обрушения толщи грунтов над карстовыми полостями или горными выработками и оседаний и особенностями развития карстовых процессов).

ПРИЛОЖЕНИЕ 5
(рекомендуемое)

1. Наименование организации, выдавшей технические условия на проектирование.

2. Давление газа перед распределительным пунктом, МПа.

3. Проектная документация на строительство газопровода из полиэтиленовых труб разработана в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87, свода правил по проектированию и строительству пластмассовых газопроводов (могут быть указаны и другие нормативные документы).

4. Для монтажа газопровода разрешается использовать трубы (указываются марка материала и, номер ТУ или ГОСТ), имеющие сертификат качества завода-изготовителя.

5. Полиэтиленовые трубы должны храниться в условиях, обеспечивающих их сохранность от повреждений.

6. Не допускается использовать для строительства газопроводов трубы сплющенные, имеющие уменьшение диаметра более, чем на 5% от номинального, и трубы с надрезами и царапинами глубиной более 0,7 мм.

7. Соединение полиэтиленовых труб между собой выполняется (указывается: сваркой нагретым инструментом встык или при помощи деталей с закладными нагревателями).

8. Сварку полиэтиленовых труб следует производить при температуре окружающего воздуха от -15 до +40°С.

Сварка труб при более низких температурах должна производиться в специальных укрытиях (вагончиках, палатках и т.п.).

9. Соединения полиэтиленовых труб со стальными должны предусматриваться неразъемными обычного типа (при давлении транспортируемого газа до 0,3 МПа) или неразъемными усиленного типа и разъемными на втулке под фланец заводского изготовления (при давлении до 0,6 МПа).

При отсутствии втулок заводского изготовления допускается применение разъемных конусных соединений, выполненных по нормалям, приведенным в "Альбоме технологических карт строительства газопроводов из полиэтиленовых труб" (Саратов, 1991 г.).

10. Радиус поворота, выполняемого упругим изгибом, межпоселковых газопроводов, для диаметра 63 мм и менее независимо от места прокладки должен быть не менее двадцати пяти диаметров трубы. Для поворотов меньшего радиуса должны использоваться детали (отводы) заводского изготовления.

11. Для подземных газопроводов из полиэтиленовых труб компенсирующих устройств не требуется.

12. К строительству газопровода можно приступать при полном обеспечении трубами и соединительными деталями.

13. По трассе межпоселкового газопровода установить опознавательное железобетонные столбики марки CIA по серии 3.017-1 выпуск 1 или аналогичных конструкций.

Опознавательные знаки устанавливаются на прямых участках газопровода на расстоянии не более 500 м друг от друга, а также на углах поворота, в местах ответвлений, расположения неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" и хранения аварийного запаса труб.

14. По трассе внутрипоселкового газопровода выполнить привязку оси газопровода к зданиям.

15. Газопровод в траншее для компенсации температурных удлинений должен сдаваться змейкой в горизонтальной плоскости. Присыпку плети производить летом в самое холодное время суток (рано утром), зимой - самое теплое время суток.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6
(справочное)

Примечание: Трубы из ПЭ 80, предназначенные для сварки при помощи муфт с закладными нагревателями, должны иметь предельные отклонения наружного диаметра в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50838-95:

50+0,4; 63+0,4; 110+0,7; 160+1,1; 225+1,4 мм.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7
(справочное)

Общие виды деталей соединительных из полиэтилена.

1 - втулка под фланец; 2 - тройник равнопроходный; 3 – переход; 4 - отвод 90° (угольник); 5 - муфта с закладным нагревателем; 6 - отвод седловой с закладным нагревателем (нижний полутомут не показан).

Детали 1, 2, 3 и 4 предназначены для сварки встык. Сортимент приведен в Приложении 8.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8
(справочное)

Примечание: В связи с отсутствием на момент издания СП отечественных деталей из ПЭ 80 (ПСП) их размеры и масса даны по каталогу фирмы KWH (Финляндия).

ПРИЛОЖЕНИЕ 9
(справочное)

Изделие	Материал и d_e, мм
	ПЭ 63 (ПНД)						ПЭ 80 (ПСП)
	32	40	63	110	160	225	20	25	33	40	50	63	110	160	225
Трубы
Переходы
Тройники
Отводы 90°
Втулки под фланец
Муфты с ЭН
Отводы седловые
Соединения "полиэтилен-сталь"

	- ПО "ОРГСИНТЕЗ", Татарстан, 420051, г. Казань, ул. Беломорская. 1
	- АООТ "ЛЕНОБЛГАЗ-ТОСНО", 193311, г. Санкт-Петербург, уд.Смольного, 3
	- АО "ГИПРОНИИГАЗ", 410730, г. Саратов, пр. Кирова, 54
	- ООО Завод "АНД-ГАЗТРУБПЛАСТ", г. Москва, ул. Генерала Дорохова, 1
	- производство осваивается

ПРИЛОЖЕНИЕ 10
(рекомендуемое)

1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительных машинах с использованием оптимального распределения расчетных потерь давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные небольшие участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или номограммам, составленным по этим формулам.

2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давлений следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

Расчетные потери давления в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа (мм вод.ст.), в т.ч. в уличных и внутриквартальных газопроводах - 120, дворовых и внутренних газопроводах - 60 даПа (мм вод.ст.).

3. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых предприятий принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения, с учетом технических характеристик принимаемых к установке, газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

4. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давлений во всей области турбулентного движения газа следует производить по формуле:

(1)

где: P_1 - максимальное давление газа в начале газопровода, МПа;

Р_2 - то же, в конце газопровода, МПа;

l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d_i - внутренний диаметр газопровода, см;

тета - коэффициент кинематической вязкости газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, м2/с;

Q - расход газа при нормальных условиях (при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа), м3/ч;

n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая для полиэтиленовых труб равной 0,002 см;

ро - плотность газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, кг/м3.

5. Падение давления в местных сопротивлениях (тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5-10%.

6. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по приведенным в настоящем разделе формулам, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:

(2)

где: t - температура газа, °C;

P_m - среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

V - скорость газа м/с (принимается не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с - среднего и 25 м/с - для газопроводов высокого давления);

d_i, Q - обозначения те же, что и в формуле (1).

Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

7. Для упрощения расчетов по определению потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давлений рекомендуется использовать приведенную на рис. 1 номограмму, разработанную институтами ВНИПИГаздобыча и ГипроНИИГаз для труб диаметром от 63 до 226 мм включительно.

Пример расчета. Требуется запроектировать газопровод длиной 4500 м, максимальным расходом 1500 м3/ч и давлением в точке подключения 0,6 МПа.

По формуле (2) находим предварительно диаметр газопровода. Он составит:

Принимаем по номограмме ближайший больший диаметр, он составляет 110 мм (di=90 мм). Затем по номограмме (рис. 1) определяем потери давления. Для этого через точку заданного расхода на шкале Q и точку полученного диаметра на шкале d_i проводим прямую до пересечения с осью I. Полученная точка на оси I соединяется с точкой заданной длины на оси l и прямая продолжается до пересечения с осью. Поскольку шкала l определяет длину газопровода от 10 до 100 м, уменьшаем для рассматриваемого примера длину газопровода в 100 раз (с 9500 до 95 м) и соответствующим увеличением полученного перепада давления тоже в 100 раз. В нашем примере значение 106 составит:

0,55 100 = 55 кгс/см2

Определяем значение Р_2 по формуле:

Полученный отрицательный результат означает, что трубы диаметром 110 мм не обеспечат транспорт заданного расхода, равного 1500 м3/ч.

Повторяем расчет для следующего большего диаметра, т.е. 160 мм. В этом случае P2 составит:

= 5,3 кгс/см2 = 0,53 МПа

Полученный положительный результат означает, что в проекте необходимо заложить трубу диаметром 160 мм.

Рис. 1. Номограмма для определения потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давления

8. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять по формуле:

(3)

где: Н - падение давления, Па;

n, d, тета, Q, ро, l - обозначения те же, что и в формуле (1).

Примечание: для укрупненных расчетов вторым слагаемым, указанным в скобках в формуле (3), можно пренебречь.

9. При расчете, газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, мм вод.ст., определяемый по формуле:

где: h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ро_a - плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа;

ро_o - обозначение то же, что в формуле (1).

10. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с - для газопроводов среднего давления, 26 м/с - для газопроводов высокого давления.

11. Учитывая сложность и трудоемкость расчета диаметров газопроводов низкого давления, особенно кольцевых сетей, указанный расчет рекомендуется проводить на ЭВМ или по известным номограммам для определения потерь давления в газопроводах низкого давления. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах низкого давления для природного газа с ро =0,73 кг/м3 и тета =14,3 106м2/с приведена на рис. 2.

В связи с тем, что указанные номограммы составлены для расчета стальных газопроводов, полученные значения диаметров, вследствие более низкого коэффициента, шероховатости полиэтиленовых труб, следует уменьшать на 5-10%.

Рис. 2. Номограмма для определения потерь давления в стальных газопроводах низкого давления

ПРИЛОЖЕНИЕ 11
(справочное)

(извлечения из СНиП 2.05.02-85)

Примечание: Расчетная интенсивность в транспортных единицах принимается в случаях, когда легковые автомобили будут составлять менее 30% общего транспортного потока.

ПРИЛОЖЕНИЕ 12
(справочное)

(извлечения из СНиП Ш-42-80)

ПРИЛОЖЕНИЕ 13
(справочное)

Размеры и масса фланцев стальных плоских приварных по ГОСТ 12820-80 и фланцев свободных по ГОСТ 12822-80 (исполнение 1)

Примечания. 1. Размер Дв/ достигается путем обработки фланца на токарном станке.

2. Количество отверстий диаметром d составляет: для фланцев Ду от 25 до 100 мм - 4, для фланцев Ду 150 и 200 мм - 8 шт.

Узлы соединений "полиэтилен-сталь" для труб d_e 63-225 мм

Общий вид и условное графическое изображение	Размеры, мм
	d_e	di	Н
1	2	3	4
Разъемное фланцевое соединение
	63 (С, Т)	57	50
	110 (С, Т)	108, 114	70
	160 (С, Т)	159	75
	225 (С, Т)	219	80
Разъемное конусное фланцевое соединение
	63 (С, Т)	57	40
	ПО (С, Т)	108, 114	60
	160 (С, Т)	159	65
	225 (С, Т)	219	70
Неразъемное соединение обычного типа
	63 (Т)	57	75
	110 (С)	108	130
	110 (Т)	102	130
	160 (С)	159	190
	160 (Т)	140	190
	225 (С)	219	270
	225 (Т)	203	270
Неразъемное соединение усиленного типа
	63 (Т)	57	100
	110 (Т)	102	160
	160 (Т)	133, 140	220
	225 (Т)	203	300
Неразъемное соединение
	25 (Т)	15,20	40,44
	32 (Т)	20,25	44,48
	40 (Т)	25,32	46,52
	50 (Т)	32,40	52,55

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

1 - распределительные газопроводы (наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту: ГРП, котельной и т.п.);

2 - газопровод-ввод (газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе);

3 - вводной газопровод (участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания);

4 - внутренний газопровод (участок газопровода от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и т.д.).

ПРИЛОЖЕНИЕ 15
(рекомендуемое)

На знак наносятся надписи, выполняемые шрифтом 30-Пр3 ГОСТ 26.020-80:

1) в верхней части слева - условное обозначение газопровода (Г), справа - давление транспортируемого газа в МПа;

2) в середине - с одной стороны расстояние по перпендикуляру в см от вертикальной оси настенного знака до оси газопровода; с другой стороны слово "полиэтилен" (ПЭ);

3) в нижней части - расстояние в си от уровня горизонтальной оси настенного знака до верхней образующей газопровода.

ПРИЛОЖЕНИЕ 16

ПРОТОКОЛ \r\n ВХОДНОГО КОНТРОЛЯ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ (СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ \r\n ДЕТАЛЕЙ) ДЛЯ ГАЗОПРОВОДОВ\r\n \r\n1. Наименование объекта __________________________________________\r\n (область, район, населенный пункт) \r\n2. Организация, проводившая входной контроль _____________________\r\n (наименование) \r\n3. Дата __________________________________________________________\r\n4. Характеристика труб (деталей)\r\nусловное обозначение _____________________________________________\r\nзавод-изготовитель _______________________________________________\r\nдата выпуска _____________________________________________________\r\nномер сертификата ________________ размер партии _________________\r\n(пог.м, кг)\r\nколичество труб (деталей), отобранных для входного контроля ______\r\n__________________________________________________________________\r\n5. Наименование нормативно-технической документации, на основании \r\nкоторой проведены механические испытания _________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n6. Внешний вид труб (деталей) ____________________________________\r\n7. Результаты измерительного контроля и механических испытаний\r\n

NN 
Проб 
(труб,
деталей)

Средний
наружный
диаметр,
мм

Толщина 
стенки, мм
растяжении,

Предел
текучести
при 
растяжении,
Мпа 
(кгс/см2)

Относительное
удлинение при
разрыве %

Примечания

Средняя

Минимальная

Среднее
разрыве
%

Минимальное
разрыве %

\r\n8. Заключение.\r\n \r\nПо   результатам   визуального   осмотра,  измерений  размеров  и \r\nмеханических испытаний партия труб (деталей) может (не может) быть\r\nдопущена для строительства газопровода.\r\nРуководитель лаборатории\r\nИсполнитель\r\n \r\n \r\n 

ПРИЛОЖЕНИЕ 17

Примечание: На применение зарубежного оборудования необходимо иметь разрешение Госгортехнадзора России.

ПРИЛОЖЕНИЕ 18

Примечания: 1. При выборе сварочного аппарата необходимо убедиться в согласованности характеристик аппарата и привариваемых фитингов.

2. На применение зарубежного оборудования необходимо иметь разрешение Госгортехнадзора России.

ПРИЛОЖЕНИЕ 19

(выписка из СНиП 3.05.02-88*)

Примечание: Указанные нормы распространяются и на газопроводы, реконструируемые методом протяжки полиэтиленовых труб (мерных или длинномерных в бухтах)

ПРИЛОЖЕНИЕ 20
(рекомендуемое)